Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
нефтегазовых.pdf
Скачиваний:
84
Добавлен:
28.08.2019
Размер:
57.95 Mб
Скачать

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1.Лебедева Т.Я. «Основные направления привлечения инвестиций в н/г отрасль России». Москва 2001г.

2.Хвалынский А.С. «Международные и региональные экономические организации». Москва 2002г.

3.Н.А. Цветков «Российский нефтегазовый комплекс: международное инвестиционное сотрудничество» (М.: Архив-М, 2001

4.«Экономика. Управление. Культура». №5,6 1999г.

5.КРИСТИАН КЛОТИНКС «СРП и энергетический диалог» – «Нефтегазовая вертикаль», №2, 2002г.

6.ГЛЕНН УОЛЛЕР «За инвестиции нужно бороться» – «Нефтегазовая вертикаль», №3, 2001г.

7.«Нефтяная промышленность России, январь-декабрь 2002 г», АНАЛИТИЧЕСКАЯ СЛУЖБА «Нефтегазовой Вертикали»,«Десять ликов

нефтянки», ХОДОРКОВСКИЙ М.Б., «Надо ждать удобных ситуаций»,

КРАВЕЦ М.А., «Инвестиционный потенциал 2030», ПАВЛОВА Г.С., «Сахалинские проекты итоги и перспективы» – «Нефтегазовая вертикаль». №2,3,4,16, 18, 2003г. соответственно.

8.ВОЛКОВА Е.К., «Жизнь или кошелек», АНАЛИТИЧЕСКАЯ СЛУЖБА Нефтегазовой Вертикали, «Победителей не судят»,

СМИРНОВ С.П., «Национальный фонд Казахстана экспорт капитала» –

«Нефтегазовая вертикаль». №1,2,3, 2004г. соответственно.

9.ТЕРЕХОВ А.Н., «Кому выгодно инвестировать в российскую нефть?» – «Инвестиции в России» №9, 2001г.

10.АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОТДЕЛ, «Инвестиционный климат 2002» – «Внешнеэкономический бюллетень». №18, 2002г.

11.КИРЧЕН А.Ю., «ЮКОС – лидер отрасли» – «Нефть. Газ. Бизнес». №1, 2003г.

12.ШАПРАН В.М., «Нефтяные инвестиции в Россию или туманные перспективы» «Рынок ценных бумаг», №16, 2003г.

13.ДРЕКСЛЕР КЛАЙД, «СРП – неэффективный механизм» –«Международная жизнь», №1, 2001г.

14.Кокушкина И.В. «Иностранные инвестиции и СП в экономике России». СПбГУ 1999г.

15.Кокушкина И.В., «Законодательная база инвестиционной деятельности РФ» – «Юридическая мысль». №2, 2001г.

16.Сайт МПА СНГ www.mpa.ru

17.Конопляник А.А. «Мировой рынок нефти: возврат эпохи низких цен? (последствия для России)» Москва 2000г.

18.Конопляник А.А. «Развитие законодательного и инвестиционного процесса в России в условиях действия Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции». Москва 1999г.

19.Project Finance. The Book of Lists 1999. — A Supplement to “Project Finance”

20.The Sakhalin-2 Project. Vityaz Production Complex Inaugurated. — Sakhalin Energy Investment Company, 1999

21.Tax and Project Finance. Special Issue. — “International Business Lawyer“, May 1998,

(International Bar Association, Section on Business Law).

22.IEA Oil, Gas and Coal. Supply Outlook. Paris. 1995. P. 63.

23.International Energy Agency, World Energy Outlook. Paris. 1998. P. 113.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Оглавление

Введение……………………………………………………………………….......3

Глава 1. Мировой океан. Его характеристика………………………………......4

1.1Общая характеристика…………………………………………………….….4

1.2Ресурсы Мирового океана…………………………………………………....5

Глава 2. Нефтегазовые ресурсы Мирового океан……………………………....9

2.1Крупнейшие нефтяные месторождения мира…………………………….…9

2.2Запасы нефти и газа………………………………………………………….16

2.3Цены на нефть и их экономическое значение………………………….….17

Глава 3. Освоение ресурсов. Перспективы их использования…………….….20

3.1 Загрязнение морских вод…………………………………………………....20

3.2Борьба с загрязнением вод Мирового океана……………………………...23

3.3Перспективы использования………………………………………………..24

Заключение…………………………………………………………………….…26

Список использованных источников

...................................................................27

Приложения...........................................................................................................

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Введение

На сегодняшний день проблема добычи нефтегазовых ресурсов, а также перспективы освоения новых бассейнов являются актуальными для современного общества. Нефть и газ – важнейшее стратегическое сырье, от обладания которыми будет зависеть многое в ближайшем будущем. От цен на нефть и газ зависят экономики многих стран. Они составляют по стоимости более 90% всех полезных ископаемых, добываемых с морского дна, при чем потенциальные возможности их добычи в ближайшем будущем наиболее высоки.

Цель данной работы: охарактеризовать нефтегазовые ресурсы Мирового океана, их цены и способы добычи.

В соответствии с целью были поставлены следующие задачи:

дать общую характеристику Мировому океану,

рассмотреть крупнейшие месторождения нефти и газа в мире,

выяснить, какое их количество хранится в недрах океана,

изучить цены на нефть и их экономическое значение,

рассмотреть виды загрязнений морских вод,

выявить тенденции освоения ресурсов Мирового океана.

Были использованы такие методы, как описательный, аналитический,

системный, метод толкования и др.

Структура работы включает введение, три главы, посвященные общей характеристике Мирового океана, крупнейшим нефтяным и газовым месторождениям мира, освоению и перспективам их использования,

заключение, в котором подводятся итоги исследования, обобщаются и формулируются выводы, и список использованных источников.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 1. Мировой океан. Его характеристика

1.1 Общая характеристика

Из 510 млн. кв. км площади земного шара на Мировой океан приходится

361 млн. кв. км, или почти 71% (южное полушарие более океаническое - 81%,

чем северное - 61%). Океаническая часть земной поверхности - наиболее крупный горизонтальный компонент географической оболочки. Сам факт существования глобальной неоднородности (материковость - океаничность) в

сочетании с географической широтой и высотой определяет главнейшие особенности природы Земли. Кроме того, суша и океан распределены по поверхности Земли неравномерно. Асимметрия суши и океана влечет за собой асимметрию в распределении всех остальных компонентов природы: климата,

почв, животного и растительного мира; оказывает влияние на характер хозяйственной деятельности человека. Таким образом, познание географических объектов, явлений, процессов невозможно без изучения природы Мирового океана.

Средняя глубина Мирового океана - около 4 тыс. м - это всего только

0,0007 радиуса земного шара.[1] На долю океана, учитывая, что плотность его воды близка к 1, а плотность твердого тела Земли - около 5,5, приходится лишь малая часть массы нашей планеты. Но если обратиться к географической оболочке Земли - тонкому слою в несколько десятков километров, то большую ее часть составит именно Мировой океан. Поэтому для географии он важнейший объект исследования.

В системе наук о Земле важное место занимает океанология,

охватывающая всю сумму знаний о Мировом океане и его взаимосвязях с материковой частью Земли и атмосферой. Современная океанология опирается на достижения физики, химии, биологии, геологии и сама вносит существенный вклад в развитие этих наук.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.2 Ресурсы мирового океана

В наше время Мировой океан играет всё большую роль в жизни человечества. Являясь огромной кладовой минеральных, энергетических,

растительных и животных богатств, которые - при рациональном их потреблении и искусственном воспроизводстве - могут считаться практически неисчерпаемыми, Океан способен решить одни из самых остро стоящих задач:

необходимость обеспечения быстро растущего населения продуктами питания и сырьём для развивающейся промышленности, опасность энергетического кризиса, недостаток пресной воды.

Основной ресурс Мирового океана - морская вода. Она содержит 75

химических элементов, среди которых такие важные, как уран, калий, бром,

магний. Первое по значению место среди извлекаемых из морской воды веществ принадлежит обычной поваренной соли NaCl, которая составляет

86% всех растворимых в морской воде солей. Промышленная добыча поваренной соли из вод Атлантического океана и его морей ведется в Англии,

Италии, Испании, Франции, Аргентине и других государствах. Соль из вод Тихого океана получают США в заливе Сан-Франциско (примерно 1,2 млн. т

в год).[2] В Центральной и Южной Америке морская вода служит основным источником получения NaCl в Чили и Перу. В Азии почти во всех приморских странах добывается морская пищевая соль.

И хотя основной продукт морской воды всё ещё NaCl - 33% от мировой добычи, но уже добываются магний и бром, давно запатентованы методы получения целого ряда металлов, среди них и необходимые промышленности медь и серебро, запасы которых неуклонно истощаются, тогда, как в океанских водах их содержится до полмиллиарда тонн.

В настоящее время Мировой океан дает свыше 40% мирового производства магния. Кроме Великобритании в этом металле, извлекая его из морской воды, аналогичное производство развито в США (на побережье Тихого океана в штате Калифорния (оно дает 80% потребления)), во Франции,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Италии, Канаде, Мексике, Норвегии, Тунисе, Японии, Германии и некоторых других странах.

Добыча калия ведется в водах Атлантического океана и его морей на побережье Великобритании, Франции, Италии, Испании. Калийную соль из вод Тихого океана извлекают в Японии, которая получает из этого источника не более 10 тыс. тонн калия в год. Китай производит добычу калия из морской воды.

Производство «морского» брома ведется в США, в штате Калифорния

(на побережье Тихого океана). Вместе с магнием, калием и поваренной солью бром добывается в водах Атлантики и морях Атлантического океана (Англия,

Италия, Испания, Франция, Аргентина и др.). В настоящее время бром получают в Индии из морской воды.

Минеральные ресурсы Мирового океана представлены не только морской водой, но и тем, что «под водой». Недра океана, его дно богаты залежами полезных ископаемых. На континентальном шельфе находятся прибрежные россыпные месторождения - золото, платина; встречаются и драгоценные камни - рубины, алмазы, сапфиры, изумруды. Например, вблизи Намибии идут подводные разработки алмазного гравия уже с 1962 года.

Россыпное золото в прибрежно-морских отложениях обнаружено на западных берегах США и Канады, в Панаме, Турции, Египте, странах Юго-

Западной Африки (город Ном). Значительными концентрациями золота характеризуются подводные пески пролива Стефанса, к югу от полуострова Гранд. Установлено промышленное содержание золота в пробах, поднятых со дна северной части Берингова моря. Разведка прибрежных и подводных золотоносных песков активно ведется в разных районах океана.

Крупнейшие подводные залежи платины находятся в заливе Гудньюс

(Аляска). Они приурочены к древним руслам рек Кускоквим и Салмон,

затопленных морем. Это месторождение обеспечивает 90% потребностей США в этом металле.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Основные месторождения прибрежно-морских алмазоносных песков сосредоточены на юго-западном побережье Африки, где они приурочены к отложениям террас, пляжей и шельфа до глубин 120 м. Значительные морские террасовые россыпи алмазов расположены в Намибии, к северу от реки Оранжевой, в Анголе (в районе Луанды), на побережье Сьерра-Леоне.

Перспективны африканские прибрежно-морские россыпи.

На шельфе и частично материковом склоне Океана расположены месторождения фосфоритов, которые можно использовать в качестве удобрений, причём запасов хватит на ближайшие несколько сот лет.

В прибрежной зоне шельфа расположены подводные месторождения железной руды. Ее добывают с помощью наклонных шахт, уходящих с берега в недра шельфа. Наиболее значительная разработка морских залежей железной руды ведется в Канаде, на восточном побережье Ньюфаундленда

(месторождение Вабана). Кроме того, Канада добывает железную руду в Гудзонском заливе, Япония - на острове Кюсю, Финляндия - у входа в Финский залив. Железные руды из подводных рудников получают также во Франции, Финляндии, Швеции.

В небольших количествах из подводных шахт добываются медь и никель (Канада - в Гудзонском заливе). На полуострове Корнуолл (Англия)

ведется добыча олова. В Турции, на побережье Эгейского Моря,

разрабатываются ртутные руды. Швеция добывает железо, медь, цинк, свинец,

золото и серебро в недрах Ботнического залива.

Полным ходом идёт разведка и добыча океанской нефти и газа на прибрежном шельфе, доля морской добычи приближается к 1/3 мировой добычи этих энергоносителей. В особо крупных размерах идёт разработка месторождений в Персидском, Венесуэльском, Мексиканском заливе, в

Северном море; нефтяные платформы протянулись у берегов Калифорнии,

Индонезии, в Средиземном и Каспийском морях. Мексиканский залив к тому же знаменит открытым во время разведки нефти месторождением серы,

которая вытапливается со дна с помощью перегретой воды.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Другой, пока ещё нетронутой кладовой океана являются глубинные расщелины, где образуется новое дно. Так, например, горячие (более 60

градусов) и тяжелые рассолы Красноморской впадины содержат огромные запасы серебра, олова, меди, железа и других металлов.

Многие природные процессы, происходящие в Мировом океане, -

движение, температурный режим вод - являются неистощимыми энергетическими ресурсами. Например, суммарная мощность приливной энергии Океана оценивается от 1 до 6 миллиардов кВт•ч. Это свойство приливов и отливов использовалось во Франции в средние века: в XII веке строились мельницы, колёса которых приводились в движение приливной волной. В наши дни во Франции существуют современные электростанции,

использующие тот же принцип работы: вращение турбин при приливе происходит в одну сторону, а при отливе - в другую.

Главное богатство Мирового океана - это его биологические ресурсы

(рыба, зоо- и фитопланктон и другие). Биомасса Океана насчитывает 150 тыс.

видов животных и 10 тыс. водорослей, а её общий объём оценивается в 35 млрд тонн, чего вполне может хватить, чтобы прокормить 30 млрд человек.

Вылавливая ежегодно 85-90 миллионов тонн рыбы, на неё приходится 85 % от используемой морской продукции, моллюсков, водорослей, человечество обеспечивает около 20% своих потребностей в белках животного происхождения.Океан, будучи кладовой разнообразнейших ресурсов, также является бесплатной и удобной дорогой, которая связывает удаленные друг от друга континенты и острова. Морской транспорт обеспечивает почти 80%

перевозок между странами, служа развивающемуся мировому производству и обмену.

Несмотря на огромные перспективы использования недр мирового океана, а также его энергии приливов, волн и др., человечество на данном этапе своего технического развития сосредоточилось в основном на добыче нефти и газа в легкодоступных приконтинентальных районах и активном

(вплоть до угрозы истребления) вылове биомассы морей и океанов Земли.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 2. Нефтегазовые ресурсы мирового океана

2.1 Крупнейшие нефтяные месторождения мира

Полезные ископаемые - это результат геологического развития нашей планеты, поэтому и в недрах дна морских участков Мирового океана сформировались залежи нефти, природного газа и каменного угля -

важнейших видов современного топлива. Исходя из этого, подводные месторождения горючих ископаемых можно рассматривать как топливные ресурсы Мирового океана.

Хотя эти богатства органического происхождения, они не одинаковы по физическому состоянию (жидкие, газообразные и твердые), что предопределяет различие условий их накопления и, следовательно,

пространственного размещения, особенности добычи, и это в свою очередь сказывается на экономических показателях разработок. Целесообразно сначала охарактеризовать морские промыслы нефти и газа, имеющие много сходных черт и представляющие большую часть топливных ресурсов мирового океана.

Одна из наиболее острых и актуальных проблем в настоящее время-

обеспечение всевозрастающих потребностей многих стран мира топливно-

энергетическими ресурсами. К середине XX в. их традиционные виды - уголь и древесное топливо - уступили место нефти, а затем и газу, ставшими не только главными источниками энергии, но и важнейшим сырьем для химической промышленности.

Далеко не все районы земного шара в одинаковой степени обеспечены этими полезными ископаемыми. Большинство стран удовлетворяют свои нужды за счет импорта нефти. Даже США, одно из крупнейших государств-

производителей нефти (примерно треть ее мировой добычи), более чем на 40%

покрывает свой дефицит ввозимой нефтью.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Япония добывает нефть в ничтожно малых количествах, а закупает почти 17% ее, поступающей на мировой рынок. Она на правах долевого участия добывает нефть на акваториях некоторых Ближневосточных государств, но особенно активно ведет разведку на шельфе стран Юго-

Восточной Азии, Австралии, Новой Зеландии с перспективой развития здесь собственной добычи нефти и газа.

Западноевропейские государства импортируют до 96% расходуемой нефти и их потребности в ней продолжают расти.

Потребление нефти и газа во многом определяется рыночной конъюнктурой, поэтому оно заметно изменяется от года к году, иногда в течение нескольких лет. Нехватка собственной нефти и газа и стремление уменьшить зависимость от их импорта стимулируют многие страны к расширению поисков новых нефтегазоносных месторождений. Развитие,

обобщение результатов геологоразведочных работ показали, что главным источником добычи нескольких десятков миллиардов тонн нефти и триллионов кубометров газа может служить дно Мирового океана.

По современным представлениям, необходимое геологическое условие создания нефти и газа в недрах Земли - существование в районах образования и накопления нефти и газа больших по размерам осадочных толщ. Они формируют крупные нефтегазоносные осадочные бассейны, которые представляют собой целостные автономные системы, где протекают процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Морские месторождения нефти и газа располагаются в пределах этих бассейнов, большая часть площади которых находится в подводных недрах океанов и морей.

Планетарные сочетания осадочных бассейнов представляют собой главные пояса нефтегазообразования и нефтегазонакопления Земли (ГПН). Геологи установили, что в ГПН существует комплекс природных предпосылок,

благоприятных для развития крупномасштабных процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Не случайно поэтому из 284 известных на Земле крупных скоплений углеводородов 212 с запасами свыше 70 млн. тонн обнаружено в пределах ГПН, простирающихся на континентах, островах, океанах и морях. Однако значительные месторождения нефти и газа распределены неравномерно между отдельными поясами, что объясняется различиями геологических условий в конкретных ГПН.

Всего в мире известно около 400 нефтегазоносных бассейнов. Из них примерно половина продолжается с континентов на шельф, далее на материковый склон и реже на абиссальные глубины. Нефтегазовых месторождений в Мировом океане известно более 900. Из них морскими нефтеразработками охвачено около 351 месторождений. Более или менее развернутую характеристику морских нефтеразработок целесообразнее дать в региональном разделе.

В настоящее время сложилось несколько крупнейших центров подводных нефтеразработок, которые определяют ныне уровень добычи в Мировом океане. Главный из них - Персидский залив. Совместно с прилегающей сушей Аравийского полуострова залив содержит более половины общемировых запасов нефти, здесь выявлено 42 месторождения нефти и только одного - газа. Предполагаются новые открытия в более глубоких отложениях осадочной толщи.

Крупным морским месторождением является Саффания-Хафджи

(Саудовская Аравия), введенное в эксплуатацию в 1957г. Начальные извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 3,8 млрд. т, добывается 56

млн. т нефти в год. Еще более мощное месторождение - Лулу-Эсфандияр, с

запасами около 4,8 млрд. т. Следует отметить также такие крупные месторождения, как Манифо, Ферейдун-Марджан, Абу-Сафа и др.

Для месторождений персидского залива характерен очень высокий дебит скважин. Если среднесуточный дебит одной скважины в США составляет 2,5т, то в Саудовской Аравии – 1590 т, в Ираке -1960 т, в Иране -

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2300 т. Это обеспечивает большую годовую добычу при малом количестве пробуренных скважин и низкую себестоимость нефти.[3]

Второй по объему добычи район - Венесуэльский залив и лагуна Маракайбо. Нефтяные и газовые месторождения лагуны представляют подводное продолжение гигантского континентально-морского месторождения Боливар-Кост и на восточном берегу лагуныместорождения Тип-Хауна. Ресурсы лагуны разрабатывались как продолжение ресурсов суши; буровые работы постепенно уходили с берега в море. В 1924 году была пробурена первая скважина. Годовая добыча нефти этого района составляет более 100 млн. тонн.

В последние годы были выявлены новые месторождения, в том числе и вне лагуны, в заливе Ла-Вела и др. Развитие морской нефтедобычи в Венесуэле во многом определяется экономическими и политическими факторами. Для страны нефть - основной экспортный товар.

Одним из старых и освоенных районов морской добычи нефти и газа является акватория Мексиканского залива. У американского побережья залива открыто около 700 промышленных скоплений, что составляет около 50% всех месторождений, известных в Мировом океане. Здесь сосредоточено 32%

мирового парка плавучих морских установок, треть всех скважин,

пробуренных на морских месторождениях.

Развитие морской нефтегазовой промышленности в Мексиканском заливе сопровождалось созданием комплекса смежных производств -

специального машиностроения, верфей для строительства плавучих и стационарных буровых платформ, верфи для создания вспомогательного флота, базы обеспечения и вертолетных площадок, танкерных причалов и терминальных устройств, нефтеперерабатывающих и газоочистных заводов,

береговых приемных мощностей и распределителей у устьев морских трубопроводов. Особо следует упомянуть создание разветвленной сети подводных нефте- и газопроводов. Центрами морской нефтегазовой

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

промышленности на берегу стали Хьюстон, Нью-Орлеан, Хоума и другие города.

Развитие морской добычи нефти и газа в США способствовало ликвидации их зависимости от какого-либо регионального источника, в

частности от ближневосточной нефти. С этой целью развивается морская нефтедобыча в прибрежье Калифорнии, осваиваются моря Берингово,

Чукотское, Бофорта.

Богат нефтью Гвинейский залив, запасы которого оцениваются в 1,4

млрд. т, а ежегодная добыча составляет 50 млн. т.[3]

Сенсационным явилось открытие крупной Североморской нефтегазовой провинции площадью 660 тыс. квадратных километров. Обеспеченность нефтегазовыми ресурсами стран Северного моря оказалась крайне неодинаковой. В секторе Бельгии не выявлено ничего, в секторе Германии -

очень мало месторождений. Запасы газа у Норвегии, контролирующей 27%

площади шельфа Северного моря, оказались выше, чем у Великобритании,

контролирующей 46% площади шельфа, однако в секторе Великобритании сосредоточены основные месторождения нефти. Разведочные работы в Северном море продолжаются. Охватывая все более глубокие воды, и

открываются новые месторождения.

Разработка нефтегазовых богатств Северного моря происходит форсированными темпами на основе крупных капиталовложений. Высокие цены на нефть способствовали быстрому освоению ресурсов Северного моря и даже падения добычи в более богатых рентабельных районах Персидского залива. Северное море вышло на первое место по добыче углеводородного сырья в Атлантическом океане. Здесь эксплуатируется 40 месторождений нефти и газа. В том числе 22 у побережья Великобритании, 9- Норвегии, 8-

Нидерландов, 1- Дании.

Разработка североморской нефти и газа привела к сдвигам в экономике и внешней политике некоторых стран, В Великобритании быстро стали развиваться сопутствующие отрасли; насчитывается более 3 тысяч компаний,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

связанных с морскими и нефтегазовыми работами. В Норвегии произошел перелив капитала из традиционных отраслей - рыболовства и судоходства - в

нефтегазодобывающую промышленность. Норвегия стала крупным экспортером природного газа, обеспечившего стране треть экспортных поступлений и 20% всех правительственных доходов.

Из других государств, эксплуатирующих ресурсы углеводородов Северного моря, надо отметить Нидерланды, добывающие и экспортирующие газ в страны Европы, и Данию, которая добывает 2,0-2,9 млн. т нефти. Эти страны контролируют небольшое количество сравнительно мелких нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Из новых районов морской нефтедобычи особо следует отметить набирающую силу нефтедобывающую промышленность Мексики. Буровые работы в северной части Морского Золотого пояса (Фаха-де-Оро) в

Мексиканском заливе привели к открытию подводного нефтяного месторождения Исла-де-Лобос, на шельфе Мексики (районы Золотого пояса,

залива Кампече) выявлено более 200 нефтяных и газовых месторождений,

которые дают стране половину объема ее нефтедобычи. Особое внимание привлекает залив Кампече, отличающийся очень высокими, до 10 тыс. м куб.

в сутки, дебитами скважин.[4]

Мексика стала крупным экспортером нефти. Валютные поступления используются для развития химической и газоперерабатывающей промышленности, для производства удобрений, необходимых важнейшей отрасли страны - сельскому хозяйству.

В ряд крупнейших и перспективных районов нефтедобычи становится Западная Африка. Рост добычи и ее колебания в странах региона во многом зависят от политической конъюнктуры, от иностранных капиталовложений,

доступности технологии. Первые промышленные притоки нефти были получены на подводном продолжении континентально-морского месторождения Габона Ченге-Осеан, затем последовали новые открытия в водах Габона, Нигерии, Бенина, Конго. Наиболее развита добыча в Нигерии

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(19,3 млн. т), за ней идут Ангола (8,8 млн. т), Габон (6,5 млн. т), Конго (5,9

млн. т). Основная часть добываемой нефти направляется на экспорт,

используется как важный источник валютных поступлений и правительственных доходов. В нефтедобыче господствует иностранный капитал.

Быстро развивается морская нефтегазовая промышленность стран Латинской Америки - Аргентины, Бразилии и других, стремящихся хотя бы частично освободиться от импорта нефти и укрепить национальное хозяйство.

Перспективно освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа КНР. В последние годы там проводятся большие поисковые работы,

создается необходимая инфраструктура.

Очень богаты углеводородами и шельфовые зоны Северной Австралии,

залив Кука (Аляска), район Канадского Арктического архипелага. Добыча

«морской» нефти проводится на Каспийском море (побережья Азербайджана,

Казахстана, Туркмении (месторождение Бани Лам)). Месторождения газа Галицыно в Черном море между Одессой и Крымом полностью обеспечивают потребности Крымского полуострова. Интенсивные поиски газа ведутся в Азовском море.

Внастоящее время в Мировом океане широко развернулся поиск нефти

игаза. Разведочное глубокое бурение уже осуществляется на площади около

1 млн. кв. километра, выданы лицензии на поисковые работы еще на 4 млн. кв.

километра морского дна. В условиях постепенного истощения запасов нефти и газа на многих традиционных месторождениях суши заметно повышается роль Мирового океана как источника пополнения этих дефицитных видов топлива.

Таблица 1. Крупнейшие мировые нефтедобытчики

Крупнейшие мировые нефтедобытчики (По данным Международного энергетического агентства)

Страна

2006

 

2003

 

 

 

 

 

 

 

Добыча, млн

Доля мирового

Добыча, млн

Доля мирового

 

т.

рынка (%)

т.

рынка (%)

 

 

 

 

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Саудовская Аравия

507

12,9

470

12,7

 

 

 

 

 

Россия

477

12,1

419

11,3

 

 

 

 

 

Соединенные Штаты

310

7,9

348

9,4

Америки

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Иран

216

5,5

194

5,2

 

 

 

 

 

Китай

184

4,7

165

4,4

 

 

 

 

 

Мексика

183

4,6

189

5,1

 

 

 

 

 

Канада

151

3,8

138

3,7

 

 

 

 

 

Венесуэла

151

3,8

149

4

 

 

 

 

 

Остальные страны

1757

44,7

1641

44,2

 

 

 

 

 

Мировая добыча нефти

3936

100

3710

100

 

 

 

 

 

2.2 Запасы нефти и газа

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%98%D0%B7%D0%BE%D0%B1%D1%80%D0%B0

%D0%B6%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5:%D0%94%D0%BE%D0%B1%D1%8B%D

1%87%D0%B0%D0%AD%D0%BD%D0%B5%D1%80%D0%B3%D0%BE%D0%BD%D0%

BE%D1%81%D0%B8%D1%82%D0%B5%D0%BB%D0%B5%D0%B9%D0%92%D0%A0%

D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D0%B8%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D1%8

2%D0%B0%D1%82.pngНефть относится к невозобновляемым ресурсам.

Разведанные запасы нефти составляют (на 2004) 210 млрд т (1200 млрд баррелей), неразведанные — оцениваются в 52—260 млрд т (300—1500 млрд баррелей). Мировые разведанные запасы нефти оценивались к началу 1973

года в 100 млрд т (570 млрд баррелей) (данные по запасам нефти, публикуемые за рубежом, возможно занижены). Таким образом, в прошлом разведанные запасы росли. В настоящее время, однако, они сокращаются. (Приложение 1)

До середины 1970-х мировая добыча нефти удваивалась примерно каждое десятилетие, потом темпы её роста замедлились. В 1938 она составляла около 280 млн т, в 1950 около 550 млн т, в 1960 свыше 1 млрд т, а в 1970 свыше

2 млрд т. В 1973 году мировая добыча нефти превысила 2,8 млрд т. Мировая добыча нефти в 2005 году составила около 3,6 млрд т. [5]

Всего с начала промышленной добычи (с конца 1850-х гг.) до конца 1973

года в мире было извлечено из недр 41 млрд т, из которых половина приходится на 1965—1973 год.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Её доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растет:

3 % в 1900, 5 % перед 1-й мировой войной 1914—1918, 17,5 % накануне 2-й

мировой войны 1939—45, 24 % в 1950, 41,5 % в 1972, 48 % в 2004. [5]

Имеются также большие запасы нефти (3400 млрд баррелей) в нефтяных песках Канады и Венесуэлы. Этой нефти при нынешних темпах потребления хватит на 110 лет. В настоящее время компании ещё не могут производить много нефти из нефтяных песков, но ими ведутся разработки в этом направлении. (Приложение 2).

2.3 Цены на нефть и их экономическое значение

Схема 1. Цены на нефть с 1861 по 2007 годы, в долларах 2007 года

Цены на нефть, как и на любой другой товар, определяются соотношением спроса и предложения. Если предложение падает, цены растут до тех пор, пока спрос не сравняется с предложением. Особенность нефти,

однако, в том, что в краткосрочной перспективе спрос малоэластичен: рост цен мало влияет на спрос. Редкий владелец автомобиля начнёт ездить в автобусе из-за роста цен на бензин. Поэтому даже небольшое падение предложения нефти приводит к резкому росту цен.

В среднесрочной перспективе (5—10 лет), однако, ситуация иная. Рост цен на нефть заставляет потребителей покупать более экономичные автомобили, а компании — вкладывать деньги в создание более экономичных

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

двигателей. Новые дома строятся с улучшенной теплоизоляцией, так что на их обогрев тратится меньше топлива. Благодаря этому, сокращение добычи нефти приводит к росту цен лишь в первые годы, а затем цены на нефть опять падают.

В долгосрочной перспективе (десятилетия) спрос непрерывно увеличивается за счет увеличения количества автомобилей и им подобной техники. Относительно недавно в число крупнейших мировых потребителей нефти вошли Китай и Индия. В XX веке рост спроса на нефти уравновешивался нахождением новых месторождений, позволявшим увеличить и добычу нефти. Однако многие считают, что в XXI веке нефтяные месторождения исчерпают себя, и диспропорция между спросом на нефть и её предложением приведёт к резкому росту цен — наступит нефтяной кризис.

Некоторые считают, что нефтяной кризис уже начался, и рост цен в 2003— 2008 годах является его признаком.

Так, потерпев поражение в Войне Судного дня, арабские страны решили в 1973—1974 годах сократить добычу нефти на 5 млн баррелей в день, чтобы

«наказать» Запад. Другие страны сумели увеличить добычу на 1 млн баррелей в день. Общая добыча нефти сократилась на 7 %, но цены выросли в 4 раза.

Цены на нефть сохранялись на высоком уровне (хотя и не таком высоком, как во время бойкота) и в середине 1970-х годов, дальнейший толчок им дала иранская революция и ирано-иракская война. Своего пика цены достигли в начале 1980-х годов. После этого, по причинам, описанным выше, цены начали падать. За несколько лет они упали более чем втрое. После вторжения Ирака в Кувейт в 1990 году цены выросли, но быстро упали опять, после того как стало ясно, что другие страны легко могут увеличить добычу нефти. После разгрома Ирака в 1991 году цены продолжали падать и достигли своего минимума $11 за баррель в 1998 году, что с учётом инфляции соответствует уровню начала 1970-х годов. В России это привело, в частности, к упадку нефтяной промышленности и стало одной из причин дефолта.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Страны ОПЕК сумели договориться о сокращении добычи нефти, и к середине 2000 года цены достигли $30 за баррель. С конца 2003 до 2005

включительно произошёл новый резкий скачок цен, в мае 2008 была достигнута цена $135, и удерживается на уровне выше $100. Некоторые считают причиной этого скачка цен предполагаемое вторжение США в Иран,

по мнению других, он знаменует начало давно ожидаемого нефтяного кризиса,

когда истощающимся месторождениям всё труднее удовлетворить растущий спрос на нефть. Большинство аналитиков считают, что эта цена будет снижена. Одни называют цифру 40, другие 75 долларов за баррель.

Цена нефти в феврале 2008-го уже превышала психологически важную отметку в 100 долларов за барель, в марте высокие темпы роста цен продолжились(110$). Максимальная цена нефти сорта WTI (Light Sweet) была достигнута 11 июля 2008 года, превысив $147 за баррель.[6]

В октябре 2008 цена на нефть опустилась ниже 67 долларов за баррель в результате глобального экономического кризиса и достигла своего 12

месячного минимума.

Следует отметить, что рост мировых цен на нефть всегда разгоняет долларовую инфляцию, так как США крупнейший потребитель нефти.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 3. Освоение ресурсов. Перспективы их использования

3.1 Загрязнение морских вод

Важнейшей экологической проблемой морей является загрязнение. Под загрязнением понимают введение человеком вредных веществ в морскую среду, влекущее такие воздействия, как ущерб живым ресурсам, опасность для здоровья людей, помехи морской деятельности, включая рыболовство,

ухудшение качества морской воды. Существуют различные виды загрязнений

– химическое, физическое, механическое, биологическое. Около 70%

загрязнений морской среды дают наземные источники. Среди них, прежде всего - промышленность, строительство, коммунальное и сельское хозяйство,

индустрия отдыха.

Наиболее опасны загрязнения:

нефтью,

нефтепродуктами,

радиоактивными веществами,

отходами, промышленными и бытовыми сточными водами,

выбросами химических удобрений (пестицидов).

Нефть является самым стойким загрязнителем морских вод. Она представляет одну из главных опасностей для здоровья человека. Ежегодно в моря поступает от 6 до 10 миллионов тонн нефти. Известно, что 1 тонна нефти,

растекаясь, образует на поверхности пятно в 12 квадратных километров.

Экологические последствия нефтяного загрязнения следующие[3]:

нарушается обмен в системе «океан – атмосфера» нарушается процесс фотосинтеза гибель в первую очередь икры, мальков, молоди рыб

появление уродливых, нежизнеспособных особей изменяется структура сообществ, уменьшается разнообразие видов

организмов

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

гибель водоплавающих птиц накопление вредных веществ по цепям питания, отравление человека

По подсчетам в Мировой океан ежегодно попадает 6-15 млн. т нефти и нефтепродуктов. Здесь прежде всего необходимо отметить потери, связанные с ее транспортировкой танкерами. После разгрузки нефти, чтобы придать танкеру необходимую устойчивость, его танки заполняют балластной водой,

слив балластной воды с остатками нефти до последнего времени осуществлялся чаще всего в открытое море. Лишь немногие танкеры обладают резервуарами, специально предназначенными для балластной воды, которые никогда не заполняются нефтью.

Значительные количества нефти попадают в море после промывки цистерн и нефтеналивных сосудов. Подсчитано, что в море попадает около 1

нефти и нефтепродуктов от всего перевозимого груза. Например,

нефтеналивное судно водоизмещением около 30 000 т сбрасывает в море около 300 т мазута при каждом рейсе. При перевозке 500 млн. т нефти в год,

потери мазута составляют около 5 млн. т в год, или 13700 т в сутки.

Огромное количество нефтепродуктов попадает в Мировой океан при их использовании. Только дизельные двигатели судов выбрасывают в море до 2

млн. т тяжелых нефтепродуктов (смазочные масла, несгоревшее топливо).

Велики потери при морском бурении, сборе нефти в местные резервуары и перекачке по магистральным нефтепроводам. Здесь теряется до 0,25 от всего количества добываемой нефти.

По мере роста морской добычи нефти количество перевозок ее танкерами резко возрастает, а, следовательно, возрастает и количество аварийных случаев. В последний годы увеличилось количество крупных танкеров, перевозящих нефть. На долю супертанкеров приходится более половины всего объема перевозимой нефти. Такой гигант даже после включения экстренного торможения проходит больше 1 мили (1852 м) до полной остановки. Естественно, что опасность катастрофических столкновений у таких танкеров возрастает в несколько раз.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вынос нефти и нефтепродуктов в море с водами рек. Таким путем в моря попадает до 28 от общего количества поступающей нефти.

Приток нефтепродуктов с атмосферными осадками. Легкие фракции нефти испаряются с поверхности моря и попадают в атмосферу. Таким образом в Мировой океан поступает около 10 нефти и нефтепродуктов от общего количества.

Слив неочищенных вод с заводов и нефтебаз, расположенных на морских побережьях и в портах. В США таким путем в Мировой океан попадает более 500 тыс. т нефти в год.

Нефтяными пленками охвачены: огромные акватории Атлантического и Тихого океанов; полностью покрыты Южно-Китайское и Желтое моря, зона Панамского канала, обширная зона вдоль берегов Северной Америки

(шириной до 500-600 км), акватория между Гавайскими островами и Сан-

Франциско в северной части Тихого океана и многие другие районы. Особенно большой вред такие нефтяные пленки приносят в полузамкнутых, внутренних

исеверных морях, куда они приносятся системами течений. Так, Гольфстрим

иСеверо-Атлантическое течения переносят углеводороды от берегов Северной Америки и Европы в районы Норвежского и Баренцева морей.

Особенно опасно попадание нефти в моря Северного Ледовитого океана и Антарктики, так как низкие температуры воздуха тормозят процессы химического и биологического окисления нефти даже в летний период. Таким образом, нефтяное загрязнение носит глобальный характер.

При испарении нефти с поверхности воды, присутствие ее паров в воздухе вредно отражается на здоровье людей. Особенно выделяются акватории: Средиземного, Северного, Ирландского, Яванского морей;

Мексиканского, Бискайского, Токийского заливов.

Не в меньшей степени загрязнено отходами и Северное море. А ведь это

- шельфовое море - средняя глубина его 80 м, а в районе Доггер-Банки - до недавнего времени богатой рыбопромысловой акватории - 20 м. При этом впадающие в него реки, особенно наиболее крупные, такие как: Рейн, Эльба,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Везер, Темза снабжают Северное море не чистой пресной водой, а , наоборот,

ежечасно несут в Северное море тысячи тонн отравляющих веществ.

В Северном море, где плотность движения танкеров самая высокая в мире, ежегодно перевозится около 500 млн. т нефти, происходит 50 всех столкновений.

3.2 .Борьба с загрязнением вод Мирового океана

В ряде случаев, несмотря на колоссальные достижения современной науки, ликвидировать определенные виды химического, а также радиоактивного загрязнений в настоящее время невозможно.

Методы очистки вод Мирового океана:

локализация участка (с помощью плавающих ограждений - боннов),

сжигание на локализованных участках,

удаление с помощью песка, обработанного особым составом,

В результате чего нефть прилипает к зернам песка и опускается на дно.

поглощение нефти соломой, опилками, эмульсиями, диспергаторами, с

помощью гипса,

препарат “ДН-75”,

За несколько минут очищает поверхность моря от нефтяных загрязнений.

ряд биологических методов,

Применение микроорганизмов, которые способны разлагать углеводороды вплоть до углекислоты и воды.

использование специальных судов, оснащенных установками для сбора нефти с поверхности моря.

Созданы специальные суда малых размеров, которые доставляются самолетами к месту аварии танкеров; каждое такое судно может всасывать до

1,5 тыс. л нефтеводяной смеси, отделяя свыше 90 нефти и закачивая ее в специальные плавучие емкости, буксируемые затем к берегу.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

предусмотрены нормы безопасности при строительстве танкеров, при организации систем транспортировки, передвижения в бухтах.

Но все они страдают недостатком - расплывчатые формулировки позволяют частным компаниям их обходить; кроме береговой охраны некому следить за соблюдением этих законов.

3.3 Перспективы использования

По различным данным морские ресурсы нефти и газа составляют от 50

до 60% от общемировых ресурсов. И если добыча нефти на суше ведется уже более 80 лет, а морская нефтедобыча разворачивается лишь в последние 15-20

лет, то понятно, что основные надежды на неиспользованные ресурсы связываются с дальнейшим расширением морской нефтедобычи. Однако среди трудностей, встречающихся на этом пути основная - слабая геолого-

геофизическая изученность акваторий Мирового океана.

Единственное судно, специально оборудованное для глубоководного морского бурения, “Гломар Челленджер” (с него можно производить бурение при глубине моря 6 км на глубину до 1300 м), хотя и пробурило за сравнительно короткий срок, начиная с 1968 г. около 500 скважин, однако при колоссальной площади этого количества скважин крайне недостаточно.[7]

Особенно слабо изучены центральные глубоководные части океанов. Правда,

считается маловероятным наличие благоприятных условий для образования значительных залежей нефти и газа в слабоуплотненных отложениях,

сформировавшихся в глубоководных частях Мирового океана. Определенно установлено лишь то, что значительная часть континентального склона, по крайней мере, до глубины 1500-2000 м, а иногда и ниже перспективна в нефтегазовом отношении. Это связано с тем, что акватория современного континентального склона первоначально представляла собой мелководные морские бассейны с условиями, благоприятными для образования

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

углеводородов, и лишь впоследствии в результате дробления края материков оказалась погруженной в современные глубины.

Если же учесть, что в настоящее время в основном осваиваются акватории глубиной до 100 м, то легко представить себе, что в ближайшие годы открывается перспектива (по мере развития морской буровой техники)

освоения богатейших месторождений нефти и газа и на больших глубинах, и

именно с морскими месторождениями связано будущее увеличение добычи нефти и газа.

В наши дни к использованию ресурсов Мирового океана применим принцип стадийности. На первой стадии антропогенного воздействия на океанскую среду (использование ресурсов, загрязнение и т.п.) нарушения равновесия в ней устраняются процессами ее самоочищения. Это безущербная стадия. На второй стадии, нарушения, вызванные производственной деятельностью, устраняются естественным самовосстановлением и целенаправленными мероприятиями человека, требующими определенных материальных затрат. Третья стадия предусматривает восстановление и поддержание нормального состояния среды только искусственными путями с привлечением технических средств. На этой стадии использования морских ресурсов требуются значительные капиталовложения. Отсюда ясно, что в наше время экономическое освоение океана понимается более широко. Оно включает в себя не только использование его ресурсов, но и заботу об их охране и восстановлении.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Заключение

Являясь огромной кладовой минеральных, энергетических,

растительных и животных богатств, Океан способен решить одни из самых остро стоящих задач: необходимость обеспечения быстро растущего населения продуктами питания и сырьём для развивающейся промышленности, опасность энергетического кризиса, недостаток пресной воды.

Внастоящее время в Мировом океане широко развернулся поиск нефти

игаза. Разведочное глубокое бурение уже осуществляется на площади около

1 млн. кв. километра, выданы лицензии на поисковые работы еще на 4 млн. кв.

километра морского дна. В условиях постепенного истощения запасов нефти и газа на многих традиционных месторождениях суши заметно повышается роль Мирового океана как источника пополнения этих дефицитных видов топлива.

Не остается без внимания экологическая проблема, возникшая вследствие развития промышленности, добычи нефтегазовых ресурсов и их транспортировки по водам Мирового океана

Перспективы освоения новых залежей нефти и газа на дне Мирового океана очень велики. Перспективными на эти ресурсы являются 75 млн. км2.

Это дает нам право предполагать, что ближайшие пол века мы не останемся без этого сырья. На рынке появляются новые страны экспортеры нефти открываются новые бассейны. Но все равно природные ресурсы исчерпаемы и для дальнейшего развития человечества надо найти альтернативу нефти и газу в ближайшее время.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Список использованных источников

1.Образование океана // ВсеВед промышленности [Электронный ресурс]

– 2007 - 2008. – Режим доступа:

2.http://www.ed.vseved.ru/higher-school-russia/education-article.php3

3.Дата доступа: 12.11.2008.

4.Родионова, И. А. Экономическая география: учеб.-справ. пособие / И.

А. Родионова, Т. М. Бунакова. М., 1999. –

5.Максаковский, В. П. Географическая картина мира: в 2 кн. / В. П.

Максаковский. М., 2003. Кн. 1: Общая характеристика мира. - 32 – 42, 61 - 63,

78 - 82 с.

6.Алисов, Н. В. Экономическая и социальная география мира (общий обзор): учеб. для вузов / Н. В. Алисов, Б. С. Хорев. М., 2001. –

7.Product supplied // Energy information Administration [Электронный ресурс] – 2008. – Режим доступа:

8.http://tonto.eia.doe.gov/dnav/pet/pet_cons_psup_dc_nus_mbbl_m.htm

9.Дата доступа: 28.11.2008.

10.Экономика // The New Times [Электронный ресурс] – 2008. – Режим доступа:

11.http://newtimes.ru/magazine/2008/issue096/doc-60252.html

12.Дата доступа: 15.12.2008.

13.Добыча тяжелой нефти // Научно-исследовательская лаборатория по изучению и обобщению зарубежного опыта нефтегазодобывающей промышленности [Электронный ресурс] – 2007 - 2008. – Режим доступа:

14.http://forexpoil.gubkin.ru/works/2/articles/vgm.php

15.Дата доступа: 28.11.2008.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Приложение

Страны с крупнейшими запасами нефти (По данным BP Statistical

Review 2008)

Страна

Запасы, млрд. баррелей

% от мировых запасов

 

 

 

Саудовская Аравия

264,2

21,3

 

 

 

Иран

138,4

11,2

 

 

 

Ирак

115,0

9,3

 

 

 

Кувейт

101,5

8,2

 

 

 

ОАЭ

97,8

7,9

 

 

 

Венесуэла

87,0

7,0

 

 

 

Россия

79,4

6,4

 

 

 

Ливия

41,5

3,3

 

 

 

Казахстан

39,8

3,2

 

 

 

Нигерия

36,2

2,9

 

 

 

США

29,4

2,4

 

 

 

Канада

27,7

2,2

 

 

 

Катар

27,4

2,2

 

 

 

Китай

15,5

1,3

 

 

 

Бразилия

12,6

1,0

 

 

 

Члены ОПЕК

934,7

75,5

 

 

 

Весь мир

1237,9

100 %

 

 

 

Доказанные запасы нефти на 2007 год

Страна

Запасы

Добыча

На сколько лет хватит

 

 

 

 

Саудовская Аравия

262

8.8

82

 

 

 

 

Канада

179

2.7

182

 

 

 

 

Иран

136

3.7

101

 

 

 

 

Ирак

115

2.2

143

 

 

 

 

Кувейт

102

2.5

111

 

 

 

 

ОАЭ

98

2.5

107

 

 

 

 

Венесуэла

80

2.4

91

 

 

 

 

Россия

60

9.5

17

 

 

 

 

Ливия

41.5

1.8

63

 

 

 

 

Нигерия

36.2

2.3

43

 

 

 

 

США

21.8

4.9

12

 

 

 

 

Мексика

12.4

3.2

11

 

 

 

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050» | vk.com/id446425943

НЕФТЕГАЗОВЫЙ

,ЭКСПЕРТ

№ 7 июль 19

специальное издание для пользователей систем «Техэксперт»

 

 

 

 

 

 

 

 

Актуальная тема » 1 Это важно!

» 2 Новости отрасли » 3 Смотри в системе » 6

Уважаемые читатели!

Перед вами очередной номер газеты «Нефтегазовый эксперт», в котором мы предлагаем вашему вниманию полезную и интересную информацию, познакомим вас с самыми важными новостями и мероприятиями в нефтегазовой отрасли, расскажем о новых и измененных документах и материалах, которые вы найдете в профессиональной справочной системе «Техэксперт: Нефтегазовый комплекс».

Все вопросы по работе с системами «Техэксперт»

вы можете задать вашему специалисту по обслуживанию:

АКТУАЛЬНАЯ ТЕМА

ТАМОЖЕННУЮ ДЕКЛАРАЦИЮ НА НЕФТЬ НУЖНО БУДЕТ ПОДАВАТЬ ВМЕСТЕ С ДОКУМЕНТАМИ ОБ ОЦЕНКЕ СООТВЕТСТВИЯ

Коллегия Евразийской экономической комиссии (ЕЭК) 18 июня рассмотрела вопросы в сферах торговли, налоговой политики, промышленности, таможенного и технического регулирования, функционирования внутреннего рынка, фармацевтики, цифровизации экономик стран Евразийского экономического союза (ЕАЭС).

Коллегия ЕЭК утвердила перечень продукции, на которую необходимо будет

«Техэксперт»

 

предоставлять таможенную декларацию и документы об оценке соответствия

 

требованиям технического регламента ЕАЭС «О безопасности нефти, подготов-

 

ленной к транспортировке и (или) использованию». В перечень включена такая

 

нефть с кодом 2709 00 900 9 Таможенной номенклатуры внешнеэкономической

систем

деятельности (ТН ВЭД) ЕАЭС.

 

Согласно техрегламенту оценка соответствия нефти осуществляется

 

перед выпуском ее в обращение на рынке Союза и проводится в форме ис-

пользователейдляизданиеСпециальное7`2019№экспертНефтегазовый

пытаний с оформлением паспорта. Импортер нефти при подаче таможенной

 

декларации должен предоставить его в таможенный орган, как это предусмо-

 

трено перечнем. Техрегламент вступает в силу 1 июля этого года.

 

Источник: http://www.eurasiancommission.org/

 

vk.com/club152685050ЭТО ВАЖНО! | vk.com/id446425943

ТР «О безопасности нефти, подготовленной к транспортировке и использованию»

Что произошло?

Вступил в силу Технический регламент ЕАЭС 045/2017 «О безопасности нефти, подготовленной к транспортировке и (или) использованию». Документ действует с 1 июля 2019 года.

Почему и для кого это важно?

Информация важна для всех организаций, связанных с производством и реализацией нефти. Ознакомившись с документом, вы сможете избежать возможных штрафных санкций. Размер штрафа за нарушение требований ТР:

для должностных лиц – от десяти тысяч до двадцати тысяч рублей;

для юридических лиц – от ста тысяч до трехсот тысяч рублей.

Как найти в системе?

Отслеживайте изменения законодательства с помощью обзора «Новые нормативно-правовые акты в области нефтегазового комплекса».

Подпишитесь на рассылку новостей из ленты «Новости нефтегазовой отрасли» (подписка через сервис «Мои новости» и на сайте cntd.ru).

Утвержден перечень документов к пожарному техрегламенту

Что произошло?

Утвержден перечень документов к пожарному техрегламенту приказом Росстандарта № 1317. Документ действует с 3 июня 2019 года.

Почему и для кого это важно?

Информация важна для следующих специалистов:

пожарной безопасности,

строительству и проектированию,

конструкторы пожарного оборудования. Размер штрафа за нарушение требований ТР:

для должностных лиц – от десяти тысяч до двадцати тысяч рублей;

юридических лиц – от ста тысяч до трехсот тысяч рублей.

Как найти в системе?

Отслеживайте изменения законодательства с помощью обзора «Новые нормативно-правовые акты в области технического регулирования».

Подпишитесь на рассылку новостей из ленты «Новости нефтегазовой отрасли» (подписка через сервис «Мои новости» и на сайте cntd.ru).

Отслеживайте изменения с помощью сервиса «Проекты документов по техническому регулированию и стандартизации».

Нефтегазовый эксперт № 7`2019 Специальное издание для пользователей систем «Техэксперт»

АКТУАЛЬНАЯ ТЕМА

ЭТО ВАЖНО!

НОВОСТИ ОТРАСЛИ

СМОТРИ В СИСТЕМЕ

2

vk.com/club152685050ЭТО ВАЖНО! | vk.com/id446425943

НОВОСТИ ОТРАСЛИ

Утвержден актуальный перечень отечественных средств измерений

измерений во всех востребованных областях и о возможностях замены импортного аналога продукцией отечественного производства.

Источники: https://www.vniims.ru http://minpromtorg.gov.ru/docs/#!perechen_sredstv_ izmereniy_otechestvennogo_proizvodstva_analogichnyh_ sredstvam_izmereniy_importnogo_proizvodstva

Минпромторг РФ утвердил перечень отечественных

средств измерений – аналогов импортного производства. В его состав вошли предложения 189 российских производителей средств измерений и метрологических

институтов Росстандарта – ВНИИМ им.Д.И.Менделеева, ВНИИФТРИ, ВНИИОФИ и ВНИИМС. На текущий момент перечень включает более 620 позиций средств измерений российского производства и их импортных аналогов.

Формирование данных осуществлялось на основе анализа информации, полученной в ходе опроса и мониторинга деятельности российских производителей

измерительной техники, разработчиком проекта выступил ВНИИМС Росстандарта.

На текущий момент почти в полном объеме решен вопрос импортозамещения в области весоизмерительной техники, приборов учета воды, газа, электроэнергии и тепла. Практически 100% измерений в области ионизирующих излучений и ядерных констант проводится с использованием отечественного оборудования.

В число областей, где в большинстве случаев используются импортные аналоги, вошли оптические и оптикофизические измерения, биологические и медицинские.

Специалисты Росстандарта отмечают, что наибольшая потребность существует в оборудовании, предназначенном для измерений геометрических, электрических, магнитных, радиотехнических и радиоэлектронных величин.

Разработанный перечень позволяет получить актуальную информацию о наличии отечественных средств

Качество топлива в Крыму: первые результаты государственного надзора

В Крыму подведены итоги первого этапа государствен-

«Техэксперт»

тиводействию обороту фальсифицированного и небезопас-

ных проверок организаций, осуществляющих реализа-

 

цию топлива на полуострове. Надзорные мероприятия

 

проводятся в соответствии с Планом мероприятий по про-

 

ного топлива на территории Республики Крым, который

систем

был утвержден в феврале этого года Руководителем Рос-

стандарта Алексеем Абрамовым и Главой Республики Крым

Сергеем Аксеновым.

пользователей

Первым результатам проверок было посвящено со-

 

вещание, которое провел в Симферополе заместитель Ру-

 

ководителя Росстандарта Алексей Кулешов. В его работе

 

приняли участие заместитель Министра топлива и энерге-

 

тики Республики Крым Дмитрий Надточаев, руководитель

для

Южного межрегионального территориального управления

Росстандарта Вадим Пархоменко, генеральный директор

издание

блике Крым Геннадий Коптев, а также представители орга-

центра стандартизации, метрологии и испытаний в Респу-

 

низаций топливного рынка в регионе.

Специальное7`2019№экспертНефтегазовый

Испытания отобранных на 19 АЗС в мае и начале

 

июня 2019 года 58 проб дизельного топлива и бензина

 

показали следующие результаты: не соответствующее

 

АКТУАЛЬНАЯ ТЕМА

ЭТО ВАЖНО!

НОВОСТИОТРАСЛИ

СМОТРИ В СИСТЕМЕ

3

vk.com/club152685050НОВОСТИ ОТРАСЛИ| vk.com/id446425943

требованиям дизельное топливо выявлено в 47% проведенных проверок, фальсифицированный бензин – в 20%. Отмечаются также нарушения в части документарного сопровождения и маркировки топлива. В отношении нарушителей применяются меры административного воздействия, включая «оборотные» штрафы.

В то же время в сравнении с прошлым годом на совещании отмечено улучшение ситуации с качеством топлива на полуострове. Начальник отдела госнадзора по Республике Крым и городу Севастополю ЮМТУ Росстандарта Игорь Чернышев сообщил, что в 2018 году оборот суррогата составлял до 70% по дизелю и до 45% по бензину. Большинство предприятий региона сегодня признают проблемы с суррогатом и проявляют готовность к их решению на территории Крыма, отметил он.

На совещании обсуждались нормы действующего законодательства и требования по обеспечению качества автомобильного топлива на рынке. Отдельное внимание было уделено совершенствованию законодательства и норматив- но-технического регулирования в профильной сфере.

Ключевой задачей для участников рынка и надзорных органов полуострова является исключение из оборота автомобильного топлива, не соответствующего требованиям техрегламента. В связи с этим проверки на топливном рынке планируется продолжить.

Также на решение этой задачи направлено создание Росстандартом на базе Крымского ЦСМ лаборатории по исследованию всех видов топлива, включая автомобильное, судовое, авиационное, а также другой продукции нефтегазового комплекса. Это повысит оперативность и эффективность мероприятий госнадзора на территории полуострова.

«Проблема с оборотом суррогатного топлива в Крыму требует незамедлительных решений. В этой работе мы планируем использовать инструментарий и опыт решения проблемы в других регионах, где доля фальсификата за четыре года снизилась более чем с 20% до 9%. Для этого потребуется объединить наши усилия с действиями участников топливного рынка в регионе, нацеленных на работу в соответствии с российским законодательством. Работающие на рынке компании уже проявляют намерение стать нам

скими производителями в соответствии с международными стандартами экологической безопасности. Сам уникальный комплекс «Биосфера» – это многоступенчатая автоматизированная система, объединяющая несколько этапов очистки. Все промышленные и ливневые стоки собирают в резервуарном блоке, после чего направляют на механическую очистку, где удаляют примеси и нефтепродукты. На следующем этапе – физикохимическом – вода очищается реагентами. В центральной части комплекса – биореакторе – воду смешивают со специальным илом, который содержит микроорганизмы, поглощающие остатки нефтепродуктов. В финальной части воду пропускают сквозь угольные фильтры и обеззараживают ультрафиолетом. Полностью очищенная вода возвращается в производство, а отфильтрованные нефтепродукты – в переработку.

Строительство «Биосферы» началось в ноябре 2017 года. В торжественной церемонии закладки объекта приняли участие председатель Правления «Газпром нефти» Александр Дюков, губернатор Омской области Александр Бурков и генеральный директор Омского НПЗ Олег Белявский. «Биосфера» включена в комплексный план мероприятий федерального проекта «Чистый воздух» нацпроекта «Экология».

Источник: https://www.gazprom-neft.ru

союзниками в этой работе», – отметил по итогам совещания замглавы Росстандарта Алексей Кулешов.

Источник: https://www.gost.ru/

Омский НПЗ продолжает строительство очистных сооружений «Биосфера»

На Омском НПЗ «Газпром нефти» завершается монтаж резервуарного блока новых биологических очистных сооружений «Биосфера». Это один из ключевых проектов второго этапа программы модернизации предприятия, которую с 2008 года ведет «Газпром нефть». «Биосфера» повысит эффективность очистки сточных вод до 99,9%, обеспечит практически замкнутый цикл использования

воды и снизит нагрузку на городские очистные сооружения. Инвестиции в «Биосферу» составляют 19 млрд рублей – это один из крупнейших проектов «Газпром нефти» в Омском регионе. Строительство планируется завершить к 2021 году.

Двенадцать резервуаров объемом от 20 до 100 тысяч

кубометров предназначены для предварительной водоподготовки. Они спроектированы и изготовлены россий-

«Газпром нефть» первой в России применила беспилотники для поиска углеводородов

«Газпром нефть» первой в России успешно применила бес-

пилотные летательные аппараты для проведения одного из видов геолого-разведочных работ – многоуровневой магнитометрической съемки. Технология была успешно испытана на Новопортовском месторождении. Отечественные беспилотники, специально модифицированные для этого проекта, исследовали территорию в 100 км в 10 раз быстрее, чем это можно было сделать на земле, и в 2 раза дешевле, чем традиционные методы с привлечением самолетов. Технология позволяет вести геологоразведку даже самых труднодоступных участков в любое

время года.

Магнитометрическая съемка – один из методов геологоразведки, который позволяет получать первичную информацию о строении пород по измерению геомагнитного поля на поверхности. Эта информация помогает спланировать последующие этапы исследования территорий.

Магниторазведку традиционно проводят как на земле, так и с воздуха самолетами и вертолетами. Для получения

Нефтегазовый эксперт № 7`2019 Специальное издание для пользователей систем «Техэксперт»

АКТУАЛЬНАЯ ТЕМА

ЭТО ВАЖНО!

НОВОСТИ ОТРАСЛИ

СМОТРИ В СИСТЕМЕ

4

vk.com/club152685050НОВОСТИ ОТРАСЛИ| vk.com/id446425943

достаточной информации исследования одной и той же территории нужно повторить несколько раз на разных высотах. Гораздо дешевле провести такую многоуровневую съемку можно с беспилотных летательных аппаратов – они достаточно легкие и маневренные, чтобы летать в нужном диапазоне высот от 50 до 800 м. Беспилотники могут работать в диапазоне температур от -30 до +40°C. На Новопортовском месторождении они совершали вылеты продолжительностью до полутора часов и протяженностью 35-55 км на скорости 40-60 км/ч. Планируется, что в дальнейшем технология будет применяться для изучения территорий севера Западной Сибири – на полуостровах Ямал, Таймыр, Гыдан.

Проект успешно реализован командой «Газпром нефти» в составе специалистов Дирекции по цифровой трансформации и Научно-Технического Центра компании, «Газпромнефть-Ямала» и ИТСК.

«Современная нефтяная отрасль неразрывно связана с передовыми технологиями. С помощью новых решений мы оптимизируем наши бизнес-процессы, делая их эффективнее, безопаснее для людей и окружающей среды. Беспилотные аппараты открывают для нефтяников новые подходы в геологоразведке и обустройстве месторождений», – отметил директор дирекции по технологиям «Газпром нефти», генеральный директор Научно-Техническо- го Центра компании Марс Хасанов.

Источник: https://www.gazprom-neft.ru

Россия сохранила за собой второе место в мире по добыче нефти

Пятый месяц подряд Россия держится на втором месте в мире по добыче нефти. В апреле 2019 РФ добывала 10,598 млн б/с, обойдя Саудовскую Аравию и уступая мировое лидерство лишь США, свидетельствуют данные организации «Совместная инициатива по нефтяной статистике» (JODI). По дан-

ным JODI, США в апреле добывали в среднем 12,2 млн б/с, оставшись крупнейшим нефтедобытчиком. Третье место заняла Саудовская Аравия с объемом добычи 9,807 млн б/с.

Объем добычи в России, по данным организации, сократился по сравнению с мартом на 0,08%, в США вырос на 2,5%, в Саудовской Аравии вырос на 0,2%.

Экспорт нефти Саудовской Аравии в апреле в месячном выражении вырос на 0,5% до 7,177 млн б/с, США

– снизился на 7% до 2,495 млн б/с. Данные по России JODI не приводит. При этом в марте РФ экспортировала 5,624 млн б/с, а в феврале – 5,491 млн, следует из данных организации.

Переработка на НПЗ США увеличилась в апреле против марта на 2,5%, до 16,339 млн б/с. В Саудовской Аравии нефтепереработка выросла на 4,3%, до 2,598 млн б/с. Переработка на НПЗ РФ уменьшилась на 3,4% с уровня предыдущего месяца, составив 5,438 млн б/с.

Объем добычи нефти второго по величине производите-

ля этого сырья в ОПЕК – Ирака вырос на 2,5% по сравнению с показателем марта до 4,575 млн б/с. Экспорт нефти из Ирака вырос на 0,5% до 3,858 млн б/с. У Нигерии экспорт нефти в апреле возрос на 12,5% до 2,094 млн б/с, а добыча – сократилась на 1,1% до 2,002 млн б/с, отмечают «Вести. Экономика».

Источник: https://oilcapital.ru

Нефтегазовый эксперт № 7`2019 Специальное издание для пользователей систем «Техэксперт»

АКТУАЛЬНАЯ ТЕМА

ЭТО ВАЖНО!

НОВОСТИ ОТРАСЛИ

СМОТРИ В СИСТЕМЕ

5

 

 

 

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

 

 

НОВОСТИ ОТРАСЛИ

 

 

 

 

 

 

 

Нефтегазовые скважины УрФО будут

Почти 60% трубопровода «Северный поток

 

 

цифровизированы

уложено в Балтийском море

«Ростелеком» планирует внедрить к 2025 году цифровые технологии управления на большинстве нефтегазовых скважин в Уральском федеральном округе (УрФО), сообщил ТАСС вице-президент компании, – директор макрорегионального филиала «Урал» Сергей Гусев. «Данные технологии мы испытываем в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) и Пермском крае, где проекты реализованы для разных компаний. В ХМАО – это ЛУКОЙЛ и „Газпром нефть“. Я думаю, что с 2025 года подавляющее

большинство месторождений на Урале будут такими», – пообещал он.

По словам Гусева, стоимость системы различается для каждого отдельного случая, а инвестиции окупаются за 2-3 года эксплуатации. На месторождении устанавливаются датчики, которые позволят контролировать нефтедобычу, потребление электроэнергии, состояние окружающей среды, также есть видеонаблюдение. Кроме того, на нефтепроводах предлагается использовать датчики, которые позволяют определять врезку.

«Большинство процессов можно контролировать дистанционно, что позволяет оптимизировать работу и, соответственно, расходы», – отметил он.

Три региона УрФО – Тюменская область, Ханты-Ман- сийский и Ямало-Ненецкий автономные округа входят в За- падно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию, в которой сосредоточено 66,7% запасов нефти (6% – мировых) и 77,8% запасов газа (26% – мировых). Самые крупные месторождения, например, Бованенковское, Уренгойское, Самотлорское, Мамонтовское, Приобское, находятся на территории этих трех регионов.

Источник: https://oilcapital.ru

Врамках проекта «Турецкий поток» завершена укладка морской части газопровода по дну Черного моря. В соответствии с графиками идет сооружение газопроводов «Северный поток – 2» и «Турецкий поток». В Балтийском море уложено около 1450 км «Северного потока – 2» – свыше 59% протяженности трубопровода. Сейчас, говорилось на заседании правления «Газпрома», проходит укладка в водах Финляндии. Кроме того, продолжается сооружение береговых объектов на российском и германском участках.

На территории России Газпром продолжает масштабную работу по развитию Северного газотранспортного коридора, в том числе для обеспечения подачи газа в «Северный поток – 2», сообщает пресс-служба холдинга.

Ведется также сооружение компрессорных цехов на газопроводах «Бованенково – Ухта – 2» и «Ухта – Торжок – 2».

Врамках проекта строительства газотранспортных мощностей в Северо-Западном регионе на участке от Грязовца до компрессорной станции (КС) «Славянская» сварено 858 из 876 км линейной части, запланированной к вводу в 2019 году. В завершающей стадии находятся работы на КС «Славянская».

Врамках проекта «Турецкий поток» завершена укладка морской части газопровода по дну Черного моря. Полностью готовы к началу эксплуатации КС «Русская» и участок берегового примыкания в России, где на данный момент проводятся пуско-наладочные работы. Одновременно ведется сооружение приемного терминала в Турции

выполнено более 80% строительно-монтажных работ.

Источник: https://oilcapital.ru

CМОТРИ В СИСТЕМЕ

Новый сервис «Картотека документов НИИ «ЛОТ»

В июле в составе системы появилась «Картотека документов НИИ «ЛОТ». Картотека будет полезной в работе для судостроительных предприятий, в том числе оборонных.

Картотека представляет собой поисковый сервис, включающий карточки документов в области судостроения, раз-

работанные Крыловским государственным научным центром». ФГУП «Крыловский государственный научный центр» (http://krylov-centre.ru) – один из крупнейших центров в области кораблестроения и проектирования. Картотека содержит следующую информацию о документах НИИ «ЛОТ»:

наименование и обозначение,

вид документа,

дата принятия.

Поиск в Картотеке НИИ «ЛОТ» аналогичен возможностям Картотеки НТИ – поиск по точным атрибутам.

Нефтегазовый эксперт № 7`2019 Специальное издание для пользователей систем «Техэксперт»

АКТУАЛЬНАЯ ТЕМА

ЭТО ВАЖНО!

НОВОСТИ ОТРАСЛИ

СМОТРИ В СИСТЕМЕ

6

vk.com/club152685050СМОТРИ В СИСТЕМЕ| vk.com/id446425943

Где расположена Картотека?

1. меню «Поисковые сервисы» на главной странице программного комплекса.

2. главная страница системы, блок «Картотеки и указатели».

Используйте все возможности системы!

Сервисом «История документа» в июле 2019 года размечено 312 документов. Сервис «Степень соответствия ГОСТ,

ГОСТ Р международным (зарубежным) стандартам» реализован для 14580 стандартов (ГОСТ, ГОСТ Р, ПНСТ) и карточек зарубежных стандартов.

АКТУАЛЬНАЯ ТЕМА

ЭТО ВАЖНО!

НОВОСТИ ОТРАСЛИ

СМОТРИ В СИСТЕМЕ

Нефтегазовый эксперт № 7`2019 Специальное издание для пользователей систем «Техэксперт»

7

vk.com/club152685050СМОТРИ В СИСТЕМЕ| vk.com/id446425943

Материалы семинара «Вопросы распространения и применения международных, региональных и национальных стандартов: от теории к практике»

В систему включены материалы XI Международного семинара «Вопросы распространения и применения международных, региональных и национальных стандартов: от теории к практике». На мероприятии были рассмотрены проблемы международной аккредитации и сертификации, различные аспекты применения международных и зарубежных стандартов, контроля за правильностью их перевода.

Сравнение норм и стандартов

В июле 2019 подготовлены новые сравнения норм и стандартов:

РД 52.24.403-2018 «Массовая концентрация ионов

РД 52.24.403-2007 «Массовая концентрация кальция

кальция в водах. Методика измерений

в водах. Методика выполнения измерений

титриметрическим методом с трилоном Б»

титриметрическим методом с трилоном Б»

 

 

СП 33-101-2003 «Определение основных расчетных

СНиП 2.01.14-83 Определение расчетных

гидрологических характеристик»

гидрологических характеристик

 

 

ОБРАТИТЕ ВНИМАНИЕ!

Скаждым обновлением ваши системы дополняются новыми нормативно-правовыми

итехническими документами, а также справочной информацией.

Полный перечень новых и измененных документов вы можете получить с помощью гиперссылки на главной странице вашей системы «Техэксперт». Ежедневно знакомиться с новостями законодательства вы можете на сайте www.cntd.ru или оформив подписку на ежедневную рассылку новостей по электронной почте.

oo документ вступил в силу и действует

nn документ не вступил в силу или не имеет статуса действия

Основы правового регулирования нефтегазового комплекса

Всего в данный раздел добавлено 55 документов.

Вашему вниманию предлагаются наиболее актуальные, включенные в систему.

Остальные документы вы можете найти в разделе «Основы правового регулирования нефтегазового комплекса», расположенном на главной странице системы «Нефтегазовый комплекс».

oo Приказ Минэнерго России от 15.11.2018 № 1035/412 «Об утверждении норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при перевозке железнодорожным, автомобильным, водным видами транспорта и в смешанном железно-

дорожно-водном сообщении».

nn Приказ Минэнерго России от 02.04.2019 № 308 «Об утверждении Методики расчета показателей газифи-

кации».

oo Приказ Минприроды России (Министерства природных ресурсов и экологии РФ) от 11.04.2019 № 228.

oo Приказ Росстандарта от 30.05.2019 № 1199 «Об утверждении перечней правовых актов и их отдельных частей (положений), содержащих обязательные требования, соблюдение которых оценивается при проведении мероприятий по контролю в рамках осуществления федерального госу-

дарственного метрологического надзора и государственного контроля (надзора) за соблюдением обязательных требований национальных стандартов и технических регламентов».

nn Приказ Минприроды России (Министерства природных ресурсов и экологии РФ) от 21.05.2019 № 319

«Об утверждении нормативного документа в области охраны окружающей среды «Технологические показатели

наилучших доступных технологий переработки природного и попутного газа».

nn Решение Коллегии ЕЭК от 11.06.2019 № 96 «О пе-

речне международных и региональных (межгосударственных) стандартов, а в случае их отсутствия - национальных (государственных) стандартов, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (ТР ТС 032/2013), и перечне международных и региональных (межгосударственных) стандартов, а в случае их отсутствия – национальных (государственных) стандартов, содержащих

правила и методы исследований (испытаний) и измерений, в том числе правила отбора образцов, необходимые для применения и исполнения требований технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (ТР ТС

032/2013) и осуществления оценки соответствия объектов технического регулирования».

Нефтегазовый эксперт № 7`2019 Специальное издание для пользователей систем «Техэксперт»

АКТУАЛЬНАЯ ТЕМА

ЭТО ВАЖНО!

НОВОСТИ ОТРАСЛИ

СМОТРИ В СИСТЕМЕ

8

vk.com/club152685050СМОТРИ В СИСТЕМЕ| vk.com/id446425943

Нормы, правила, стандарты по нефтегазовому комплексу

Всего в данный раздел добавлено 32 документа.

Вашему вниманию предлагаются наиболее актуальные, включенные в систему.

nn

ГОСТ 10679-2019 от 03.04.2019 «Газы углеводо-

и вставки кривые на поворотах линейной части стальных

родные сжиженные. Метод определения углеводородного

трубопроводов. Технические условия».

состава».

oo ГОСТ Р 58404-2019 от 25.04.2019 «Станции и ком-

nn

ГОСТ 28656-2019 от 03.04.2019 «Газы углеводо-

плексы автозаправочные. Правила технической эксплуа-

родные сжиженные. Расчетный метод определения плот-

тации».

ности и давления насыщенных паров».

nn ГОСТ Р 58415-2019 от 21.05.2019 «Бензол нефте-

nn

ГОСТ 24950-2019 от 18.04.2019 «Отводы гнутые

химический. Технические условия».

Комментарии, статьи, консультации по нефтегазовому комплексу

Всего в данный раздел добавлено 3 документа.

Вашему вниманию предлагаются наиболее актуальные, включенные в систему.

nn Можно ли объединять продувочные газопроводы с трубопроводами безопасности?

nn ФНП ОРПД не распространяются на технологические трубопроводы для транспортирования газообразных, парообразных и жидких сред.

nn Продление консервации скважины.

Комментарии и консультации можно найти в системе «Техэксперт: Нефтегазовый комплекс» под кнопкой «Комментарии, статьи, консультации», расположенной на главной странице, или с помощью интеллектуального поиска.

Образцы и формы документов по нефтегазовой тематике

Всего в данный раздел добавлено 2 документа.

Вашему вниманию предлагаются наиболее актуальные, включенные в систему.

oo Таблица «Укрупненные нормы времени на единицу работ в расчетных единицах» (рекомендуемая форма).

oo СведенияоботгрузкеавтомобильногобензинаидизельноготопливаврегионыРоссийскойФедерации.Форма№1.100.

ДОРОГИЕ ЧИТАТЕЛИ!

Если вам есть что рассказать и вы являетесь автором статей в нефтегазовой отрасли, мы с радостью разместим материалы в газете

«Нефтегазовый эксперт».

Мы опубликуем ваш труд совершенно бесплатно при условии, что материал не содержит никакой рекламы.

Что для этого нужно сделать?

Прислать на почту (eremenko@kodeks.ru) письмо c предложением

оразмещении материала;

Ждать звонка. Мы свяжемся с вами и обсудим организационные вопросы.

Главные требования к материалам

Они должны быть:

авторскими, с указанием: ФИО, названия организации, должности; наличие фото и иллюстрации к тексту приветствуются;

интересными для специалистов в сфере нефти и газа.

НА ВСЕ МАТЕРИАЛЫ АВТОРСКОЕ ПРАВО ОСТАНЕТСЯ ЗА ВАМИ!

Уважаемые читатели, не упустите шанс прославиться среди тысяч пользователей профессиональных справочных систем «Техэксперт».

Страна должна знать своих героев!

С уважением, Еременко Ольга редактор издания «Нефтегазовый эксперт»

Нефтегазовый эксперт № 7`2019 Специальное издание для пользователей систем «Техэксперт»

АКТУАЛЬНАЯ ТЕМА

ЭТО ВАЖНО!

НОВОСТИ ОТРАСЛИ

СМОТРИ В СИСТЕМЕ

9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УВАЖАЕМЫЕ ЧИТАТЕЛИ!

Представляем вашему вниманию ежемесячное информационно-справочное издание

«Информационный бюллетень Техэксперт»

В журнале публикуется систематизированная информация о состоянии системы технического регулирования, аналитические материалы и мнения экспертов, сведения о новых документах в области стандартизации и сертификации.

В нем вы найдете новости технического регулирования, проекты технических регламентов, обзоры новых документов, статьи экспертов на актуальные темы отраслей экономики и направлений деятельности.

Читайте в июльском номере:

^^ Проблемы и перспективы образования в метрологии

С 15 по 17 мая в ВДНХ прошел юбилейный 15-й Московский международный форум и выставка «Точные измерения – основа качества и безопасности», приуроченный к Всемирному Дню метрологии, который отмечается 20 мая. Стратегической задачей форума и выставки явилось создание международной коммуникационной платформы и содействие кооперации в российской системе измерений с целью удовлетворения потребностей страны и общества в высокоточных измерениях.

^^ Национальный центр информатизации разработал дорожную карту по большим данным

Дорожная карта по развитию в России «сквозной» цифровой технологии (СЦТ) «большие данные», разработанная Национальным центром информатизации (НЦИ, входит в концерн «Автоматика» Госкорпорации «Ростех») в сотрудничестве с Группой компаний «Форпост» и Ассоциацией участников рынка больших данных, была представлена на конференции «Цифровая индустрия промышленной России – 2019» в Иннополисе.

^^ Новые процессы – новые правила

ВРоссакредитацииподвелиитогипрошлогогода.Однимизглавныхрезультатовработыслужбысталозавершение процесса интеграции российской национальной системы аккредитации в международную. Об итогах и планах работы ведомства, а также о других новостях в области технического регулирования, в том числе о договоренностях, достигнутых на полях Петербургского международного экономического форума, – наш традиционный обзор.

^^ Ответственная работа

Промышленные предприятия в нашей стране могут похвастаться не только показателями производства, но и высокой социальной ответственностью. Так, нефтегазовые компании Югры приняли участие в экологической акции «Спасти и сохранить», в рамках которой провели генеральную уборку территорий и приступили к восстановлению популяции краснокнижного осетра. Об этом и о новостях других промышленных предприятий читайте в нашем обзоре.

ПО ВОПРОСАМ ОФОРМЛЕНИЯ ПОДПИСКИ ОБРАЩАЙТЕСЬ В РЕДАКЦИЮ

пишите на editor@cntd.ru или звоните (812) 740-78-87, доб. 537, 222

Нефтегазовый эксперт № 7`2019 Специальное издание для пользователей систем «Техэксперт»

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Книга составлена по материалам, представленным организациями:

Акционерная нефтяная компания «Башнефть» Акционерное общество «Нефтяная компания «ЛУКойл»

Акционерное общество «Российская инновационная топливноэнергетическая компания»

Акционерное общество «Росшельф»

Акционерное общество открытого типа «Енисейнефтегаз» Акционерное общество открытого типа «Краснодарнефтегаз» Акционерное общество открытого типа «ЛУКойл-Когалымнеф-

тегаз» Акционерное общество открытого типа «ЛУКойл-Нижневолжск-

нефть» Акционерное общество открытого типа «ЛУКойл-Урайнефтегаз»

Акционерное общество открытого типа «Оренбургнефтегаз» Акционерное общество открытого типа «Пермнефть» Акционерное общество открытого типа «Самаранефтегаз» Акционерное общество открытого типа «Сахалинморнефтегаз» Акционерное общество открытого типа «Связьтранснефть» Акционерное общество открытого типа «СИДАНКО» Акционерное общество открытого типа «Ставропольнефтегаз» Акционерное общество открытого типа «Сургутнефтегаз» Акционерное общество открытого типа «Удмуртнефть» Акционерное общество открытого типа «Удмуртгеология» Акционерное общество открытого типа «Усинскгеонефть» Акционерное общество открытого типа «Черногорнефть» Акционерное общество открытого типа «Ямалгеофизика» Научно-исследовательский институт разработки и эксплуатации

нефтепромысловых труб Государственный институт по проектированию и исследователь­

ским работам в нефтяной промышленности Государственный институт по проектированию магистральных

трубопроводов Государственное геологическое предприятие «Обьнефтегазгеоло-

гия»

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Государственное геологическое предприятие «Печорагеофизика> Государственное геологическое предприятие «Ухтанефтегазгео-

логия» Государственное научно-производственное предприятие «Недра»

Государственное предприятие «Арктикморнефтегазразведка» Красноярский научно-исследовательский институт геологии и

минерального сырья Научно-производственное объединение «Буровая техника»

Научно-производственное объединение «Бурение» Научно-экспериментальный геофизический центр ВНИИгеофи-

зики Акционерная компания «Транснефть»

Открытое акционерное общество «Мегионнефтегазгеология» Открытое акционерное общество «Нарьян-Марсейсморазведка» Открытое акционерное общество «Нефтяная компания «Рос­

нефть» Открытое акционерное общество «Тюменнефтегаз»

Предприятие буровых работ «Астраханьбургаз» Производственное объединение «Белоруснефть» Российский межотраслевой научно-технический комплекс

«Нефтеотдача» Южно-Российский военизированный отряд по предупреждению

и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ВВЕДЕНИЕ

Знакомясь с содержанием представленной книги, читатель возможно задаст вопрос: «Какова ее цель и кому она адресо­ вана?». Вопрос безусловно правомерный и требует некоторых пояснений. Сразу скажем, что инициаторы издания книги — ве­ тераны нефтяной промышленности, а с ними и организации, поддержавшие инициативу, стремились создать не просто некую памятную книгу с именами уважаемых людей своей отрасли. Основная идея книги заключается в другом. Преследовалась цель воздать дань глубокого уважения тем видным ученым и крупным специалистам, выдающимся организаторам промыш­ ленности и прославленным передовикам производства, которые внесли неоценимый решающий вклад в открытие, разбуривание м освоение нефтяных и газовых месторождений, в совершен­ ствование техники, технологии и экономики их разработки, чем способствовали ускоренному росту нефтедобычи.

Напомним, что отечественная нефтяная промышленность за всю свою историю развивалась собственным, несколько свое­ образным путем, отличным от других стран, поэтому нефтяни­ ки нашей страны вправе гордиться результатами творческих усилий выдающихся людей. Благодаря им стало возможным нефтяной отрасли быстро выдвинуться на ведущее и опреде­ ляющее место в экономике страны.

История нефтяного дела в России восходит к дальним вре­ менам. Если и принято, как и во всех странах, исчислять начало нефтяной промышленности с даты бурения механическим спо­ собом первой нефтяной скважины, все же нельзя исключать того факта, что нефть добывалась почти повсюду задолго до этой даты. Ее получали кустарным способом из естественных выходов на поверхность и вычерпывали из вырытых вручную колодцев. Таким образом, она уже давно использовалась в быту и стала предметом промышленной обработки. С 1821 г. нефть в России стала официальным источником государственного до­ хода, нефтяные участки сдавались на откуп на четыре года и был введен государственный учет добычи.

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Следовательно уже тогда, за 27 лет до бурения первой сква­ жины в урочище Биби-Эйбат близ г. Баку, в стране находились умелые и предприимчивые люди, посвятившие талант и трудо­ любие нефтяному делу. В отечественной истории техника и тех­ нология нефтяного производства подчас совершенствовались в оригинальных направлениях, и не случайно наши технические новшества вызывали постоянный интерес за рубежом. Благо­ даря этому Россия в 1898 г. сумела стать самой крупной нефте­ добывающей страной мира и достигла в 1901 г. наивысшего уровня —11,6 млн. т, что немногим более половины мировой добычи.

В 1918 г. в связи с гражданской войной добыча нефти резко снизилась (до 3,7 млн. т), но после национализации нефтяной промышленности стала вновь расти, достигнув в 1940 г. 34 млн. т. Создание такой мощной по тем временам нефтедо­ бывающей базы позволило нефтяникам в тяжелейших условиях бесперебойно снабжать фронты Великой Отечественной войны горюче-смазочными материалами, внеся свой вклад в победу нашего народа. Период после национализации был особенно сложным и трудным. Острая нужда в жидком топливе застави­ ла правительство пойти на исключительные меры, к руковод­ ству нефтяными предприятиями были привлечены талантливые организаторы: в г. Баку — А. П. Серебровский и М. В. Баринов, в г. Грозном — И. В. Косиор и С. М. Ганшин. Они сумели окру­ жить себя опытными и способными специалистами, создали им и всем рабочим благоприятные условия для плодотворного тру­ да, добились разрешения на закупку оборудования за рубежом за счет продажи части добываемой нефти.

Нефтяники страны сохранили добрую память о руководите­ лях отрасли тех лет и глубоко чтут работавших с ними и пре­ данных делу восстановления нефтяного производства специали­ стов—инженеров, техников, мастеров. К великому сожалению многие из них подверглись позднее необоснованным сталинским репрессиям, и хотя* впоследствии были реабилитированы, ока­ зались безвозвратно потерянымн для дела. Они оставили боль­ шой след в нефтяной науке и практике, воспитали в свое время многих молодых специалистов и создали бесценное научное наследие. Их труды, к сожалению, стали библиографической редкостью или вовсе утрачены.

В истории развития отрасли исключительно велика роль геологов, самоотверженно трудившихся в различных районах страны. В поисках нефти участвовали крупные геологи, снискав­ шие своими научными трудами мировую известность и создав­ шие основы отечественной нефтяной геологии. Надо сказать,

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

что до 1912 г. в России отсутствовали специальные геологиче­ ские учреждения. Затем был образован Геологический комитет, проводивший работы как в действующих районах нефтедобычи, так и на перспективных площадях. В работах Геологического комитета активно участвовали И. М. Губкин, Д. В. Голубятни­ ков, Н. И. Андрусов, К. И. Богданович, С. И. Чарноцкий, К. А. Прокопов, В. Н. Вебер, К- П. Калицкий, А. Д. Архангель­ ский, Н. Н. Тихонович, С. И. Миронов, Ф. Н. Чернышев, А. И. Коншин, И. Н. Стрижов. Участие в геологических экспедициях было сопряжено, как правило, с большими трудностями, и нель­ зя не признать, что геологи, по сути дела, совершали подвиг во имя Родины и в интересах науки.

Накопленные материалы позволили к концу 20-х годов раз­ работать и научно обосновать главные направления поисковоразведочных работ в стране. Разработкой руководили И. М. Губ­ кин, Д. В. Голубятников, М. В. Абрамович, А. 11. Розанов и И. Н. Стрижов. Работы отечественных геологов были столь значительны и оригинальны, что наша нефтяная геология по­ лучила широкое признание в мировой науке.

Таким же признанием пользуется и нефтяная геофизическая наука. Россию по праву считают родиной разведочной геофизи­ ки, где впервые в 1919 г. с помощью магнитометрии и грави­ метрии началось изучение курской магнитной аномалии. Работы велись под руководством геологов И. М. Губкина и А. Д. Ар­ хангельского, здесь возник первый в стране коллектив геофи­ зиков, участники которого стали основоположниками разведоч­ ной геофизики и крупными деятелями науки. Вначале приме­ няли и развивали магнитометрию и гравиметрию, затем на базе отечественной науки о землетрясениях зародились и сейсмиче­ ские методы разведки. Электроразведка для решения задач нефтяной геологии в России впервые была применена в 1929 г. в г. Грозном, куда «Грознефть» пригласила по договору специ­ алистов французской фирмы «Шлюмберже». Методы электро­ разведки быстро освоили местные специалисты и уже весной 1930 г. были сформированы первые две электроразведочные партии, возглавляемые В. Н. Дахновым и Г. С. Морозовым.

Так начиналась, а затем успешно развивалась отечествен­ ная нефтеразведочная геофизика. Выросли кадры отличных специалистов полевой и промысловой геофизики, внесших боль­ шой вклад в науку, позволивший в кооперации с геологически­ ми исследованиями ускоренно развивать ресурсную базу нефте­ газовой промышленности в стране. В особо высокой степени отечественная геофизика обязана ее основоположникам, в част­ ности, Г. А. Гамбурцеву, В. С. Воюцкому, А. А. Дроздову,

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Л. А. Рябннкину, А. И. Заборовскому, В. Н. Дахнову, Л. В. Со­ рокину, А. А. Логачеву, С. Г. Комарову, Г. С. Морозову, П. Т. Козлову, П. А. Поспелову, М. К. Полшкову, В. В. Федынскому, А. И. Богданову, А. Н. Федоренко и многим другим заслуженным специалистам.

Умелая и самоотверженная работа геологов и геофизиков вместе с промысловыми специалистами способствовала выяв­ лению на территории СССР 2144 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. Из них 14 являются уникальными по запасам, 173 — крупными, 1957 — средними и мелкими. В разработке находится 1021 месторождение с разве­ данными запасами нефти 72,1%. Можно представить сколько творческого и высококвалифицированного труда приложено к созданию такого значительного ресурсного потенциала.

По мере выявления новых нефтяных запасов в бывшем

СССР довольно быстро росла добыча нефти. Можно обозначить в качестве важнейших этапов ее роста такие события, как от­ крытие богатых залежей в девонских отложениях Туймазинского месторождения в Башкирии, месторождения Яблоневый овраг в Куйбышезской области (1944 г.) и Ромашкинского в Татарии (1948 г.). Эти открытия вместе с последующими откры­ тиями в Куйбышевской области и на соседних территориях позволили в 50-х годах добиться резкого перелома в добыче нефти в Волго-Уральском районе и, таким образом, успешно реализовать идею создания «Второго Баку».

За девоном последовал другой этап — открытие нефтеносно­ сти каменноугольных отложений (карбона). Событием стал в 50-х годах ввод в действие крупного Арланского месторождения в Башкирии.

Наконец, самым важным этапом в развитии отечественной нефтедобычи следует признать открытие в 60-х годах промыш­ ленной нефтеносности в Западной Сибири. Здесь и ныне сосре­ доточено три четверти текущих разведанных запасов. Особенно значительным явилось обнаружение крупных запасов в мезо­ зойских отложениях Федоровского (1963 г.), Самотлорского (1965 г.), Мамонтовского (1965 г.) и других месторождений.

Для нашей страны освоение Западной Сибири с ее суровыми природными условиями явилось поистине творческим и трудо­ вым подвигом народа. В связи с этим называют множество достойных имен крупных ученых, руководителей промышлен­ ности, видных специалистов и передовиков производства, заслу­ живших всеобщее признание.

В результате открытия новых продуктивных площадей и за счет создания эффективных технологий разработки, основанных

8

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

на нагнетании воды в пласты, добыча нефти за 1950—1988 гг. увеличилась в целом по бывшему СССР в 16,4 раза, а по Рос­ сии— почти в 30 раз. В 1988 г. максимальная добыча нефти

вСССР достигла 624 млн. т и при этом сохранила первое место

вмире. Добыча в России в том же году составила 568,5 млн. т. Этому активно способствовали, наряду с другими, и работники бурения. Бурение скважин у нас всегда было такой областью деятельности, где особенно ярко проявлялась инициатива лю­ дей— от рабочего до инженера. Она выражалась в совершен­ ствовании техники и технологии применительно к разнообраз­ ным условиям месторождений и разведываемых площадей. Известно широко распространенное в стране новаторское дви­ жение буровых бригад за рост скоростей проходки, за качество проводки скважин. Буровики будут долго помнить ведущих спе­ циалистов— творцов технического прогресса, выросших из мо­ лодежи в годы стремительного развития буровых работ сразу после национализации нефтяной промышленности. Именно в эти годы началось внедрение технически передового по тем щремедам вращательного (роторного способа) бурения. С 1923 по 1929 гг. проходка этим способом бурения выросла больше, чем

в10 раз. Вслед за этим появились первые бригады буровых мастеров-скоростников бурения: Парфенова, Стрекалова, Рябо­

ва, Тулаша, Негоднева, Ванесова и других, соревновавшихся за рост скоростей проходки.

По инициативе производственных инженеров и мастероввышкомонтажников, сначала в г. Грозном и г. Баку, а затем и в восточных районах, возникли методы перебазирования на но­ вые точки бурения без разборки вышек на санях, а позднее по предложению Б. А. Рогинского на крупных блоках с помощью лафетов. Эти методы позволили экономить значительные сред­ ства и сокращать в несколько раз сроки сооружения буровых.

Значительным событием в истории бурения стало начатое впервые в мире морское бурение на Каспии в районе г. Баку, сначала на засыпных участках моря (Биби-Эйбат), а затем с помощью эстакадного строительства по предложению Б. А. Ро­ гинского, Н. С. Тимофеева и других и на индивидуальных ме­ таллических основаниях — МОС (авторы: Л. А. Межлумов, С. А. Оруджев, Ю. Сафаров). Другим немаловажным событием стало создание метода наклонно направленного бурения, впер­ вые примененного в г. Грозном А. Н. Шаньгиным, А. И. Череминым и Н. А. Кулигиным. Впоследствии, на основе опыта наклон­ но направленного бурения возникло кустовое бурение, широко распространившееся в специфических условиях Западной Сибири.

9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Наконец, наиболее значительным явлением в развитии буро­ вых работ стала реализация давней идеи забойного двигателя. Сначала это был редукторный турбобур М. А. Капелюшникова, затем его сменил и занял приоритетное место многоступенчатый турбобур, созданный П. П. Шумиловым, Р. А. Иоаннесяном,. М. Т. Гусманом и Э. И. Тагиевым. Значительно позднее появил­ ся винтовой забойный двигатель, разработанный М. Т. Гусма­ ном и коллективом специалистов его лаборатории во ВНИИБТ.

Невозможно переоценить огромную роль турбинного буре­ ния— детища бакинских нефтяников в разбуриванин новых месторождений Волго-Уральского района. Начатое освоением еще до войны 1941 —1945 гг. «Второе Баку» быстро вошло в строй и заняло ведущее место в послевоенном росте добычи нефти благодаря плодотворной творческой инициативе авторов турбобура и большой группы специалистов-энтузиастов турбин­ ного бурения. Среди них нельзя не назвать имен В. Д. Шашина, А. Т. Шмарева, Т. Ф. Рустамбекова, Н. И. Буяновского, Я- А. Гельфгата, И. М. Мурадова, С. И. Аликнна, И. Е. Блохина, М. А. Потюкаева. Немалый вклад во внедрение турбобура и совершенствование технологии турбинного способа бурения внесли многие известные производственные инженеры и буро­ вые мастера.

Коснемся развития методов добычи нефти и принципов раз­ работки месторождений. В этой области в стране сделана, по­ жалуй, наиболее значительная работа, страницы истории изо­ билуют свидетельствами выдающегося технического творчества. Из них видно, что техника и технология добычи нефти разви­ вались российскими специалистами в своеобразных, часто беспрецендентных, направлениях. Так, например, впервые в мире В. Г. Шухов предложил способ подъема нефти из скважин сжа­ тым воздухом (эрлифт). Затем Н. Ф. Тихвинский изобрел газ­ лифт с замкнутым циклом, получивший широкое распростране­ ние в мире. Использовались собственные оригинальные методы

иприборы для исследования скважин. Промысловые инженеры

имастера по добыче нефти постоянно совершенствовали скважинное оборудование для подъема нефти, а позднее была успешно осуществлена автоматизация процессов нефтедобычи. Словом, новаторство на нефтепромыслах отличалось особенной активностью и массовостью.

Активному техническому творчеству и в целом научно-тех­ ническому прогрессу в отрасли содействовала развивающаяся сеть собственных научно-исследовательских организаций. Еще в 1924 г. в г. Грозном была создана центральная лаборатория «Грознефти», преобразованная 1 октября 1928 г. в научно-ис-

10

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-следовательский институт —ГрозНИИ. Вслед за ним 29 января 1929 г. в г. Баку основан такой же институт — АзНИИ. Как любопытный факт отметим, что в 1915 г. крупнейшие ученые России В. И. Вернадский, Н. Д. Зелинский, А. П. Павлов, Н. С. Курнаков вместе с другими учеными обратились к царскому правительству с предложением создать институт нефти в Моск­ ве, однако им было в этом отказано из-за неимения средств. Только в 1925 г. в Москве удалось основать Государственный исследовательский институт ГИНИ, в котором выполнялись первые фундаментальные работы в области нефтяной науки. С возникшими в последующие годы научно-исследовательскими институтами и отдельными лабораториями в крупных районах нефтедобычи отраслевая наука начала успешно развиваться.

Например, следует отметить классические исследования Л. С. Лейбензона по подземной гидравлике, затем теоретиче­ ские труды В. Н. Щелкачева, развивающие эту науку. Под ру­ ководством А. П. Крылова были созданы научные принципы рациональной разработки месторождений, получившие широкое промышленное применение и вызвавшие большой интерес за рубежом.

На основе достижений подземной гидродинамики и в резуль­ тате последующих исследований М. М. Глоговский, А. П. Кры­ лов и Б. Б. Лапук выдвинули в 1940 г. комплексный принцип решения методических и прикладных задач рациональной раз­ работки месторождений с привлечением методов нефтяной гео­ логии и отраслевой экономики. На этом принципе основывались все проекты разработки и было выполнено в последующем множество теоретических работ и промысловых экспериментов. Главной целью этих работ было повышение нефтеотдачи пла­ стов применительно к специфике каждой отдельной залежи. Попутно изучались возможности применения различных систем искусственного воздействия на пласты для повышения их ко­ нечной нефтеотдачи. В этой области, оказавшейся весьма благо­ датной для индивидуального и коллективного творчества, были достигнуты позитивные результаты, не случайно привлекавшие внимание зарубежных коллег.

Одновременно с ростом объемов буровых работ, совершен­ ствованием техники и технологии добычи нефти, расширением ее географии и рациональной разработки месторождений реша­ лись вопросы развития энергетики, создания широкой сети ма­ гистрального трубопроводного транспорта, отраслевого машино­ строения, производства специальных материалов, организации материально-технического обеспечения предприятий нефтяной промышленности.

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кроме того в нефтяной промышленности, как и в других отраслях, ключевыми всегда были вопросы экономики и орга­ низации производства и труда.

Таковы в самых общих чертах основные этапы становления и последующего роста нефтяной промышленности России, если смотреть с позиций исторической ретроспективы. Между тем предлагаемая книга посвящена не самой истории, а людям, ее творившим. За всем, что создано в прошлом, стоят конкретные люди, самоотверженный труд и выдающееся творчество которых были отданы жизненно важным интересам Родины. Деятель­ ность этих людей была сопряжена с преодолением сложных условий. Наряду с неблагоприятными природными факторами, нефтяникам доводилось претерпевать в прежние годы трудно­ сти, которые порождались не всегда правильным государствен­ ным администрированием в экономике. Известно, что до послед­ него времени в прессе раздавались голоса осуждения и упреки нефтяникам за чрезмерные отборы нефти из залежей и недоста­ точно эффективное использование ее ресурсов и попутного газа. Ставилось в вину и отставание в некоторых отношениях от темпов технического прогресса.

Винить коллектив нефтяников за все это несправедливо, они были обязаны выполнять жесткие государственные задания по добыче нефти, причем во многих случаях любой ценой, что дик­ товалось тогда проводимой экономической политикой. Она ориентировалась в большей мере на внешнеполитические инте­ ресы, чем на развитие промышленного потенциала страны и удовлетворения ее социальных нужд. Нефть шла на экспорт в сыром виде по ценам ниже мировых и служила основным источ­ ником валюты. Этим правительство поступиться, по-видимому, не могло, требовалось таким путем латать прорехи в народном хозяйстве, создавшиеся вследствие неудач в развитии экономи­ ки. Удовлетворение нужд базовых отраслей, в частности неф­ тяной, откладывалось на будущее, на лучшие времена.

Все это сказывается теперь, когда к прежним проблемам нефтегазовой отрасли прибавляются новые, вызванные неблаго­ приятными изменениями в структуре запасов нефти, значитель­ но возросшими экологическими требованиями, сложностью под­ держания высокой рентабельности нефтедобычи и др.

Таким образом, в нынешних условиях от коллективов нефтя­ ников безусловно потребуется не меньше усилий, чем от вете­ ранов отрасли в прошлом. Особенно важно будет всемерно развивать и полностью реализовать творческую инициативу рабочих и специалистов, и пусть примером послужит творческий, путь старших поколений.

12

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Издатели этой книги надеются, что нынешнее поколение нефтяников, обогащенное всесторонними знаниями, будет хра­ нить верность своей профессии, добьется успехов в умелом и бережном использовании ресурсов нефти и газа в интересах Родины и ее народа.

Желаем молодым нефтяникам успехов.

От редакционной коллегии. При подготовке этого издания 'редакционная коллегия обратилась ко всем организациям неф­ тяной промышленности сообщить об их согласии участвовать в выпуске предлагаемой книги и рекомендовать бывших или настоящих работников, кратко охарактеризовав их вклад в раз­ витие отрасли. К сожалению, не все организации нашли воз­ можным участвовать в данном издании и не прислали рекомен­ дательных списков. В связи с этим редакционная коллегия, выражая свое сожаление, приносит извинение всем тем, кто не назван в книге по указанной причине. Кроме того, в книге не по вине издателей могут быть приведены не полные сведения или допущены некоторые неточности.

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

РУКОВОДИТЕЛИ

ОТРАСЛИ

РУКОВОДИТЕЛИ МИНИСТЕРСТВ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ГЕОЛОГИИ СТРАНЫ

МИНИСТРЫ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Байбаков Николай

1944—1955 гг.

Константинович

 

Евсеенко Михаил

1955—1957 гг.

Андрианович

 

Шашин Валентин

1965—1977 гг.

Дмитриевич

 

Мальцев Николай

1977—1985 гг.

Алексеевич

 

Динков Василий

1985—1989 гг.

Александрович

 

Филимонов Леонид

1989—1991 гг.

Иванович

 

Чурилов Лев

1991 г. (июнь—август)

Дмитриевич

 

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

МИНИСТРЫ МИНГЕО СССР

Губкин Иван

1931 — 1939 гг.

Михайлович

 

 

Малышев Илья

1939—1949

гг.

Ильич

 

 

Захаров Петр

1949—1953

гг.

Андреевич

 

 

Антропов Петр

1953—1962

гг.

Яковлевич

 

 

Сидоренко Александр

1962—1975

гг.

Васильевич

 

 

Козловский Евгений

1975—1989

гг.

Александрович

 

 

Габриэлянц Григорий

1989—1991

гг.

Аркадьевич

 

 

МИНИСТРЫ МИНГЕО РСФСР

Горюнов Сергей

1957—1970

гг.

Васильевич

 

 

Ровнин Лев

1970—1987

гг.

Иванович

 

 

Первые заместители министров нефтяной промышленности

Оруджев Сабит

1965—1972

гг.

Атаевнч

 

 

Мальцев Николай

1972-1977

гг.

Алексеевич

 

 

Мищевич Виктор

1977—1980

гг.

Ильич

 

 

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кремнев Владимир

1977—1984

гг.

Иванович

 

 

Игревский Валерий

1980—1988

гг.

Иванович

 

 

Филоновский-Зенков

1985—1989

гг.

Владимир Юрьевич

 

 

Чурилов Лев

1989—1991 гг.

Дмитриевич

 

 

Никитин Борис

1989—1991

гг.

Александрович

 

 

Алекперов Вагит

1991 г. (август—декабрь)

Юсуфович

 

 

Первые заместители министров Мингео СССР

Евсеенко Михаил 1965—1976 гг. Андрианович

Салманов Фарман

1987—1991 гг.

Курбан Оглы

 

Заместители министров нефтяной промышленности

 

(в период с 1944 по 1957 гг.)

Галонский Павел

Евсеенко Михаил

Петрович

Андрианович

Гинзбург Семен

Каламкаров Вартан

Захарович

Александрович

Гликман Леонид

Карягин Иван

Самойлович

Дмитриевич

Голодов Иван

Козлов Михаил

Иванович

Степанович

Дадаян Сурен

Кортунов Алексей

Христофорович

Кириллович

10

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кривич Василий

Оруджев

Сабит

Семенович

Атаевич

 

Михайлов Николай

Петухов

Владимир

Михайлович

Евгеньевич

Мирчинк Михаил

Рябчиков Василий

Федорович

Родионович

Заместители министров нефтяной промышленности (в период с 1965 по 1991 гг.)

Алекперов Вагит

Мищевич Виктор

Юсуфович

Ильич

Быков Анатолий

Мухаметзянов Аклим

Дмитриевич

Каснмович

Валиханов Акзам

Наконечный Николай

Валиханович

Иванович

Грайфер Валерий

Немчинов Николай

Исаакович

Михайлович

Донгарян Шаген

Никитин Борис

Саакович

Александрович

Ерофеев Николай

Попов Геннадий

Семенович

Степанович

Жданов Анатолий

Соколов Василий

Михайлович

Яковлевич

Кувыкин Степан

Такоев Дзандар

Иванович

Авсимайхович

Кархалев Николай

Топлов Станислав

Иванович

Михайлович

Лещинец Илья

Юдин Владимир

Иванович

Михайлович

Мингареев Рафхат

Халимов Эрик

Шагимарданович

Мазитович

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Заместители министров Мингео СССР

Ерофеев Борис 1957—1962 гг. Никонович

Евсеенко Михаил

1965—1976

гг.

Андрианович

 

 

Игревский Валерий

1964—1980

гг.

Иванович

 

 

Сумбатов Роман

1981—1991

гг.

Авакович

 

 

Заместители министров Мингео РСФСР

Евсеенко Михаил

1964—1965

гг.

Андрианович

 

 

Мазур Владимир

1981—1991

гг.

Борисович

 

 

Низьев Василий

1979—1987

гг.

Андреевич

 

 

Сумбатов Роман

1978—1981

гг.

Авакович

 

 

Шмарев Алексей

1965—1977

гг.

Тихонович

 

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЕРОИ ТРУДА

ГЕРОИ СОЦИАЛИСТИЧЕСКОГО ТРУДА НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ

Абдрахманов Уликпан

Арестов Анатолий

 

Васильевич

Аблаев Николай

Ахметгареев Акмалетдин

Степанович

Зиганович

 

Авдошин Алексей

Аюпов Рафгетдин

Герасимович

Талипович

 

Агафонов Вениамин

Бабуков Владимир

Максимович

Георгиевич

Азанов Геральд

Багманов Гарей

Васильевич

Маулетбаевич

Аллаяров Ричард

Байбаков Николай

Хайруллович

Константинович

Аманов Акиф

Байрамов Муса Худа

Мами оглы

Керим оглы

Андрущенко Алексей

Безденежный Федор

Федорович

Ильич

Антипкин Владимир

Безуглова Софья

Алексеевич

Маркеловна

19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Бойко Николай Иванович

Боков Алексей Сергеевич

Булгаков Ришад Тимиргалиевич

Валиханов Агзам Валиханович

Васильев Андрей Ефремович

Вахитов Акмал Гильфанович

Вахоркин Сергей Семенович

Везиров Сулейман Азадович

Вильданов Тимирбулат Миниханович

Воротников Борис Васильевич

Гаджиева Зарифа

Гайфуллин Миниахмет Зиниятович

Галеев Шакир Галеевич

Гарипов Асгат Гарипович

Гатауллин Самат Самигуллович

Гиниятуллнна Альфиза Муллахматовна

Голубев Николай Федорович

Гринь Михаил Петрович

Губайдуллин Ахат Шарифуллович

Дарьякулиев Нуриходжа

Джалгаспаев Смагул

Джафаров Акиф Аллахярович

Динков Василий Александрович

Дуборенко Николай Маркович

Еремин Александр Павлович

Жарский Орест Иванович

Жеглов Петр Иванович

Жихаров Иван Егорович

Жумажанов Нажмиден Уакпаевич

Зайнагов Зямиль Сираевич

Зиненко Павел Маркович

20

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Иващенко Виктор Иванович

Исянгулов Авзалетдин Гизятуллович

Ихин Каюм Гимазетдинович

Кадыров Турегали

Катасонов Андрей Дмитриевич

Керимов Юсиф Ханкиши оглы

Кобышев Федор Кириллович

Коваль Нестер Антонович

Колесников Федор Львович

Коршунова Зоя Павловна

Кремс Андрей Яковлевич

Кропачев Михаил Яковлевич

Кувыкин Степан Иванович

Куприянов Иван Дмитриевич

Ладыгин Виктор Иванович

Левин Геннадий Михайлович

Лихачев Генрих Алексеевич

Лологаев Ахмет Бибердович

Мазур Иван Прохорович

Мальцев Николай Алексеевич

Малыгин Семен Лукич

Марданшина Ляйля Ханиповна

Медведев Александр Григорьевич

Мерещенков Петр Григорьевич

Минекаев Масгут Габдрахманович

Михайлов Дмитрий Иванович

Моисеев Илья Иванович

Мочальников Николай Иванович

Муравленко Виктор Иванович

Муратов Жаудат Латыпович

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Мустафаев Мирза Мустафа оглы

Муталимов Муса Махаевич

Мухин Николай Данилович

Нагиев Салман Агаш оглы

Некрасов Алексей Михайлович

Нуркаев Талип Латынович — Герой Советского Союза

Нурутдинов Дамир Махмутович

Оруджев Сабит Атаевич

Османов Рамазан Хабиевич

Пестеров Владимир Николаевич

Петров Григорий Кузьмич

Поддубный Александр Яковлевич

Подшивайлов Григорий Трофимович

Полющенко Василий Николаевич

Поляковский Иосиф Болеславович

Прохоров Михаил Владимирович

Пятков Виктор Евгеньевич

Пяткин Сергей Федорович

Раджапов Мамалатып

Рогожинский Федор Федорович

Сабирзянов Абдулла Сабирзянович

Савельев Павел Федорович

Сакадин Алексей Никитович

Салманов Фарман Курбан Оглы

Сафиуллин Анвар Шакирзянович

Сергеев Максим Иванович

Сидиков Мамадали

Сирикин Иван Федорович

Сливин Николай Павлович

Столяров Евгений Васильевич

Стрельченко Иван Иванович

22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Суздальцев Александр

Филимонов Александр

Иванович

Николаевич

Султанов Хатмулла

Филипенко Алексей

Асылгареевич

Степанович

Сусяк Михаил

Хабибуллин Мубаракша

Ефстафьевич

Сафиуллович

Тевзадзе Реваз

Хазиев Галимзян

Николаевич

Мухаметшинович

Тимаков Владимир

Хамидуллин Аксан

Григорьевич

Абдурахманович

Тимерзянов Закий

Харсеев Михаил

Тимерзянович

Илларионович

Тимченко Александр

Чирвон Михаил

Григорьевич

Анисимович

Трофимук Андрей

Шакшин Анатолий

Алексеевич

Дмитриевич

Ульныров Владимир

Шарафутдинов Фасхутдин

Васильевич

Сухутдинович

Фаизов Фануз

Шарифуллин Зиннат

Фаизович

Галиуллович

Феклов Иван

Шевченко Геннадий

Григорьевич

Иванович

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРОФЕССИОНАЛЫ

НЕФТЕГАЗОВОЙ

ОТРАСЛИ

Абазаров Владимир Алексеевич (1930 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г.

Инженер, начальник участка НПУ «Черноморнефть» (1954— 1958); начальник технологического отдела Коробковского НПУ (1958—1960); главный инженер Березовской нефтераз­ ведочной экспедии (НРЭ) (1960—1970), начальник Мегионской НРЭ (1970—1971), начальник НГДУ «Мегионнефть» (1971—1974); главный диспетчер Главтюменьгеологин (1974—1975), начальник Карской нефтегазоразведочной экс­ педиции (НГРЭ) (1975—1977), зам. начальника НГДУ «Ме­ гионнефть» (1977—1980), начальник Южно-Таркосалинской НГРЭ Главтюменьгеологин (1983—1992).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, лауреат Ленинской премии.

Абдуллаев Юсуф Гамдулла-Оглы (1918 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1942 г., канд. техн. наук.

Старший инженер, начальник цеха, главный механик объеди­ нения «Средазнефть», главный механик треста «Ферганнефтеразведка» (1943—1956); инженер треста «Азморнефтеразведка», начальник сектора Азерб. ОКБ БН (1956—1966); главный технолог, главный конструктор, начальник отдела Упрнефтедобычи Миннефтепрома (1966—1980); заведующий лабораторией ВНИИ (1980—1994).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

24

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Абдульманова Галина Васильевна (1939 г. рожд.)

Казанский государственный педагогический институт, 1961 г. Техник-геолог Мензелинской геофизической экспедиции, тех­ ник Казанской геофизической экспедиции (1962—1965); гео­ физик, старший геофизик Актюбинской геофизической экспе­ диции (1965—1976); старший, ведущий геофизик Геофизи­ ческой экспедиции поисковых работ объединения «Нефтегеофизика» (1976—1994); ведущий геофизик Научно-экспери­ ментального геофизического центра ВНИИГеофизики (1994— наст, время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Аблаев Николай Степанович (1942 г. рожд.)

Герой Социалистического труда. Сызранский нефтяной техникум, 1962 г.

Рабочий, бурильщик, буровой мастер Нефтегорского управ­ ления разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть»; заведующий глинозаводом (1962 — наст, время).

Имеет два ордена Ленина, медали СССР, отраслевые награ­ ды.

Абражеева Зинаида Петровна (1947 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1975 г.

Слесарь по дефектоскопии треста «Татнефтеразведка», Уп­ равления капитального ремонта скважин объединения «Тат­ нефть» (1966—1972); оператор добычи газа Шатлыкского ГПУ-2 ВПО «Туркменгазпром» (1975—1976); заведующая группой сырьевых ресурсов ВНИПИгазпереработка (1976— 1992); руководитель группы Управления материально-техни­ ческого обеспечения АООТ «Черногорнефть» (1992 —наст, время).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Абраменко Иван Михайлович (1937 г. рожд.)

Электрослесарь, электромеханик службы КИП Альметьевской нефтеперекачивающей станции нефтепровода «Дружба» (1964—1974), инженер по эксплуатации электрооборудова­ ния, инженер ремонтно-наладочной лаборатории КИП, на­ ладчик 6 разряда, слесарь 6 разряда КИП АООТ «Северные магистральные нефтепроводы» (1974 — наст, время).

Имеет медали СССР.

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Абрамов Петр Алексеевич (1928—1993 гг.)

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1946—1992).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Абрамович Юрий Борисович (1925 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1956 г.

Инженер, старший механик, начальник проектно-сметного бюро Уфимского НПЗ (1947—1957); начальник отдела, глав­ ный специалист Салаватского филиала Башнефтепроект (1957—1963); главный инженер проектов Татнефтепроект (1963—1966); начальник отдела Главного управления проек­ тирования и капитального строительства Мнннефтепрома

СССР (1966—1990); работа в ЦДУ (1990—1994); главный специалист Минтопэнерго (1994 — наст, время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ, Почетный нефтяник.

Абрамсон Павел Исаакович (1928 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1950 г.

Инженер, старший инженер, технический руководитель, глав­ ный механик Управления строительства бензопровода «Ур- бах—Уфа—Новосибирск» (1950—1957); начальник нефте­ перекачивающей станции, начальник Омского районного нефтепроводного управления Западно-Сибирского нефтепроводного управления (1957—1970); главный инженер Транс­ сибирского магистрального нефтепровода Мнннефтепрома (1970—1988); инженер АО «Транссибнефть» (1992—1995).

Имеет ордена и медали СССР, бронзовую медаль ВДНХ, отраслевые награды.

Абрикосов Илья Хрисанфович (1915 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1950 г., доктор геолого-мине­ ралогических наук, профессор.

Прораб, техник-геолог геолого-разведочных организаций Мингео СССР и НКВД (1936—1950); зам. начальника, на­ чальник геологического отдела, главный геолог, зам. началь­ ника объединения «Пермнефть» (1950—1965); зам. началь­ ника Главного геологического управления Мнннефтепрома

СССР (1965—1975); главный научный специалист ВНИИО-

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ЭНГ (1975—1995). Первооткрыватель Ольховского нефтяно­ го месторождения РСФСР.

Имеет ордена и медали СССР и отраслевые награды. Заслу­ женный геолог РСФСР.

Абрукин Абрам Львович (1921 г. рожд.)

Московский энергетический институт, 1948 г., канд. техн. наук.

Участник Великой Отечественной войны.

Старший техник, инженер, старший инженер НИИ-885МПСС (1947—1950); старший научный сотрудник, руководитель группы, руководитель сектора, руководитель лаборатории, ведущий научный сотрудник ВНИИнефть (1951 — 1994); со­

ветник генерального

директора РМНТК «Нефтеотдача»

(1994 — наст, время).

 

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны I степени, медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Абугов Пинхас Михайлович (1902—1971 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1930 г. Техник, заведующий инструментальной части, инженер, зам. заведующего мехмастерской, помощник начальника цеха бу­ рения, главный механик конторы бурения Азбуртреста, на­ чальник отдела конторы турбинного бурения объединения «Азнефть» (1930—1940); старший инженер, главный механик, заведующий отделом Наркомнефти (1940—1944); главный инженер треста «Союзнефтемашремонт» (1944—1946); на­ чальник Управления по технологическому оборудованию Миннефтепрома восточных районов, зам. начальника Техни­ ческого управления Минюжзападнефти, главный механик Главзападнефтедобычи, зам. начальника отдела бурения, от­ дела нового оборудования Миннефтепрома СССР (1946— 1957); старший инженер, главный специалист Отдела неф­ тяной и газовой промышленности Госплана СССР (1957— 1971).

Имеет ордена и медали СССР, среди них орден Ленина, и отраслевые награды. Почетный нефтяник, лауреат Государ­ ственной премии, Заслуженный работник нефтяной и газо­ вой промышленности РСФСР.

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Абызбаев Измаил Ибрагимович (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г., канд. техн. наук. Инженер, мастер участка Серафнмовского нефтепромысла треста «Туймазанефть» ПО «Башнефть» (1952); мастер неф­ тепромысла № 2 треста «Октябрьскнефть» (1952—1954); инженер сектора, отдела Уфимского филиала ЦИМТнефти (1954—1956); инженер, научный сотрудник, старший инже­ нер лаборатории, старший научный сотрудник лаборатории,, руководитель сектора, руководитель лаборатории УфНИИ (1956—1967); руководитель группы советских специалистов в Алжире (1967—1969); заведующий лабораторией, заведу­ ющий отделом, зам. директора по научной работе, главный научный сотрудник отдела БашНИПИнефть (1970 — наст, время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и. техники Башкирии.

Авакян Григорий Гайкович (1917 г. рожд.)

Ухтинский горно-нефтяной техникум, 1965 г.

Техник, инженер, начальник участка бурения КРБ, директор Ухтинского комбината (1937—1963); начальник НРЭ № 4 Ухтинского территориального геологического управления (1964—1968).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник народного хозяйства Коми АССР.

Авдеенко Владимир Петрович (1931 г. рожд.)

Ленинградский Государственный университет, 1958 г. Инженер-геофизик, старший геофизик, начальник партии,, зам. начальника, начальник, ведущий геофизик ПТО АООТ «Ямалгеофизика» (1958 —наст, время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Авдошин Алексей Герасимович (1915—1991 гг.)

Герой Социалистического труда.

Бурильщик конторы бурения «Бугурусланнефть» (1939— 1941); служба в Советской Армии (1941 —1945); инженер, председатель бурового комитета, бурильщик, начальник труб­ ной базы, буровой мастер, начальник нефтеразведки конторы бурения треста «Бугурусланнефть» (1945—1952); работа в

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Китайской Народной республике (1952—1955); начальник участка бурения, буровой мастер, зам. директора конторы бурения, начальник цеха капитального ремонта скважин НПУ «Бугурусланнефть» объединения «Оренбургнефть» (1955—1975).

Имеет орден Ленина, медали СССР, отраслевые награды.

Аветисян Никита Григорьевич (1930 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1953 г., канд. техн. наук.

Прошел путь от инженера участка бурения до главного ин­ женера конторы бурения объединения «Краснодарнефтегаз» (1953—1959); старший инженер, старш. научный сотрудник, заведующий сектором, отделом, ведущий научный сотрудник ВНИИКРнефть (1959—1993).

Имеет отраслевые награды.

Авилов Владимир Иванович (1935 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1957 г., канд. техн. наук. Бурильщик, инженер, старший инженер, начальник участка (1957—1961); директор конторы разведочного бурения объ­ единения «Ставропольнефтегаз» (1961—1967); зам. началь­ ника объединения «Мангышлакнефть» (1967—1971); зам. директора по научной работе «КазНИПИнефть», зам. началь­ ника объединения «Ставропольнефтегаз», зам. директора СевкавНИИгаз, начальник Управления по бурению Мингазпрома СССР, зам. директора по научной работе ВНИПИморнефтегаз (1971 — 1986); зам. директора ВНИИБТ по на­ учной работе, одновременно — зам. генерального директора НПО «Буровая техника» (1986 —наст, время).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник, Заслужен­ ный работник нефтяной и газовой промышленности РФ, Заслуженный деятель науки и техники Чечено-Ингушской АССР.

Аствацатуров Цолак Аршакович (1904—1995 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1931 г.

От инженера —до управляющего трестом «Орджоникидзенефть» объединения «Азнефть» (1931 — 1949); от старшего инженера — до начальника объединения «Саратовнефть» (1949—1954); от инженера отдела—до зам. начальника НПУ

29

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Приазовнефть» объединения «Краснодарнефтегаз» (1954— 1959); главный инженер, зам. Краснодарского филиала ВНИИнефть (1959—1972).

Награжден орденами и медалями СССР, отраслевыми зна­ ками отличия, присвоено почетное звание «Мастер нефти Азербайджана».

Агафонов Вениамин Максимович (1930 г. рожд.)

Герой Социалистического Труда. Сызранский нефтяной техникум, 1968 г.

Трудовую деятельность начал в 1946 г. буровым мастером Отрадненского УБР объединения «Куйбышевнефть». С 1974г. до выхода на пенсию в 1986 г. — буровой мастер Сургутско­ го УБР-1 объединения «Сургутнефтегаз».

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

Агеев Юрий Николаевич (1935 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1959 г.

Оператор по добыче, начальник участка НПУ «Бугульманефть», заведующий компрессорной станцией, начальник от­ дела промысла, главный инженер промысла, начальник базы производственного обслуживания треста «Татнефтегаз», зам. начальника НПУ «Сулеевнефть», начальник отдела объеди­ нения «Татнефть» (1959—1978); начальник отдела, зам. на­ чальника Упрнефтедобычи, зам. начальника Отдела по добы­ че нефти Миннефтепрома, директор Департамента разработ­ ки Роснефтегаза (1978—1993).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Адамов Арсен Николаевич (1905—1990 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1933 г., канд. техн. наук.

Трудовую деятельность начал в 1922 г., мастер цеха, началь­ ник смены (1933—1935), начальник цеха, главный механик завода им. Шмидта, директор ЦИСОН Главнефти, началь­ ник лаборатории АзНИИ (1935—1941); служба в армии (1942—1943); главный механик Краснодарнефтекомбината (1943—1945); главный инженер ЦИМТнефти (1945—1947); начальник отдела НИИ и изобретений (1947—1951), зам.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

председателя Технического совета Миннефтепрома (1951— 1952); главный инженер проекта, руководитель лаборатории забойных исследований, начальник отдела изданий и инфор­ мации, начальник сектора испытаний сплошных долот, старш. научный сотрудник экспериментально-исследователь­ ского отдела по долоту ВНИИБТ (1954—1977).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Азанов Геральд Васильевич (1935 г. рожд.)

Герой Социалистического труда.

Саратовский политехнический техникум, 1978 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, началь­ ник партии структурного бурения (1953—1985); начальник Краснокамского УБР (1985—1988); начальник РИТС Осинского УБР (1988—1990).

Имеет два ордена Ленина, медаль СССР, отраслевые награ­ ды. Почетный нефтяник.

Акатьев Валерий Андреевич (1944 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1968 г.

Буровой мастер, начальник смены районной инженерно-тех­ нологической службы (РИТС), зам. начальника РИТС, стар­ ший инженер, начальник отдела, начальник РИТС, централь­ ной инженерно-диспетчерской службы, главный инженер — зам. начальника Речицкого Управления разведочного буре­ ния (1969—1983); начальник отдела, начальник Упрбурнефти, член коллегии Миннефтепрома (1983—1991); директор Департамента бурения Роснефтегаза, ГП «Роснефть> (1991—наст, время), вице-президент Ассоциации буровых подрядчиков (1992 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ.

Аксенов Адольф Алексеевич (1930 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1952 г., доктор геологоминералогических наук, профессор, действительный член-кор­ респондент Академии горных наук РСФСР.

Мл. научный сотрудник, руководитель лаборатории УфНИИ (1952—1962); и.о. руководителя, руководитель лаборатории, заместитель директора ВолгоградНИПИнефть (1962—1971); руководитель нефтяного контракта в Алжире (1971—1975);

31

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зам. начальника Главного Геологического управления Миннефтепрома (1975—1981); заместитель директора ИГнРГИ (1981—1994); генеральный директор АО «Центр перспектив­ ного развития нефтяной промышленности при «ЛУКойл» (1994 — наст, время).

Имеет отраслевые награды. Заслуженный деятель науки и техники РФ, Заслуженный деятель науки и техники Баш. АССР, Почетный нефтяник, Почетный разведчик недр, За­ служенный работник газовой промышленности.

Аксененко Александр Власович (1926 г. рожд.)

Механик, главный механик ГГП «Печорагеофизика» (1958— наст, время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник народ­ ного хозяйства Коми АССР.

Александров Виктор Александрович (1911 г. рожд.)

Бакинский нефтяной техникум, 1931 г., Московский нефтяной институт, 1958 г.

Трудовую деятельность начал в 1925 г.,техник-механик цеха завода им. Шмидта, г. Баку (1931 —1932), работа в различ­ ных контрольных инспекциях нефтяной промышленности (1936—1941), начальник контрольно-инспекторской группы, начальник отдела автотракторных нефтепродуктов Главнефтеснаба (1941 —1948), начальник Управления поставок горю­ чего и масел с нефтебаз Главнефтеснаба (1948—1953), на­ чальник инспекции при министре, начальник контрольноинспекционного отдела, зам. начальника Управления руко­ водящих кадров Миннефтепрома (1953—1957); начальник отдела внешних сношений, начальник Управления внешних сношений Госкомитета РСФСР по координации НИР (1957—- 1964); член комитета, одновременно —начальник отдела кад­ ров Госкомитета нефтедобывающей промышленности (1964— 1965); начальник инспекции Госплана СССР (1965—1977). Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Александров Борис Федорович (1924 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1950 г.. Московский неф­ тяной институт, 1962 г.

1942—1945 —участие в ВОВ; нормировщик треста «Приволжскстрой», помощник бурильщика, инженер, старший нн-

32

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

женер, начальник Цеха капремонта скважин НПУ «Ёлховнефть» объединения «Татнефть» (1945—1966); управляющий, начальник конторы материально-технического снабжения, зам. главного инженера, начальник отдела Речнцкого УБР объединения «Белоруснефть» (1966—1975); начальник отде­ ла Управления охраны труда Миннефтепрома (1975—1986). Имеет боевые награды, отраслевые, серебряную и бронзо­ вую медали ВДНХ.

Алексеев Федор Алексеевич (1912—1978 гг.)

Московский нефтяной институт, 1938 г., докт. геолого-мине­ ралогических наук, профессор.

Старший коллектор, аспирант Нефтяного геолого-разведоч­ ного института (1930—1941); директор ВНИИГРИ (1941 — 1945); управляющий трестом «Сталинграднефтегазразведка» (1949—1952); начальник Главнефтегеофизики Мнннефтепро­ ма СССР (1952—1955); заведующий лабораторией Институ­ та нефти АН СССР, ИГиРГЙ (1953—1961); директор соз­ данного им института Ядерной геофизики, организатор про­ изводства импульсных генераторов нейтронов при контроле за разработкой нефтяных месторождений (1961 —1968); за­ ведующий лабораторией Института ядерной геофизики и геохимии (1968—1978).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Алексеекко Евгений Павлович (1929 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1953 г.

Начальник цеха контрольно-измерительных приборов, на­ чальник участка добычи нефти, старший инженер цеха под­ держания пластового давления (ППД) НПУ «Бугульманефть» объединения «Татнефть» (1953—1961); работа в Ин­ дии (1961 — 1963); начальник отдела объединения «Татнефть» (1963—1967); главный инженер НПУ «Удмуртнефть» (1967— 1973); начальник Боткинского НГДУ объединения «Удмуртнефть» (1973—1990).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный неф­ тяник Удмуртской Республики.

Алексеев Павел Дмитриевич (1928 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1955 г., канд техн. наук. Инженер старший инженер, зам. начальника Чернушинскои, Долгановской, Салвенской нефтеразведки, директор конторы бурения управляющий трестом «Пермвостокнефтеразведка»

33

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1955—1969); начальник, генеральный директор объедине­ ния «Оренбургнефть» (1969—1976); начальник Главного уп­ равления проектирования и капитального строительства, член коллегии Миннефтепрома СССР (1976—1986); старший, главный научный сотрудник ВНИИОЭНГ (1986—1993).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауре­ ат премии Совета Министров СССР, Почетный нефтяник, золотая медаль ВДНХ.

Алексин Александр Георгиевич (1911 г. рожд.)

Азербайджанский политехнический институт, 1934 г., доктор геолого-минералогических наук, профессор.

Помощник геолога, геолог НПУ треста «Башвостокнефть» (1934—1935); геолог, старший геолог, главный геолог треста объединения «Азнефть» (1936—1938); зам. начальника гео­ логического отдела Наркомнефти (1938—1939); главный гео­ лог Укрнефтекомбината (1939—1941); и.о. главного инже­ нера, начальник отдела Главнефтеразведки, главный геолог экспедиции, главный геолог Горно-геологического управления Главсевморпути, начальник экспедиции, главный геолог уп­ равления предприятий Главгазтоппрома (1941—1949); глав­ ный геолог Главка Миннефтепрома СССР (1949—1952); ст. научный сотрудник, зам. начальника экспедиции СевероКавказского отдела института Академии наук СССР (1952— 1956); главный специалист, зам. начальника отдела Госко­ митета СМ СССР по координации научно-исследовательских работ (1956—1966); заведующий лабораторией, зам. дирек­ тора, консультант ИГиРГИ (1966—1992). Первооткрыватель Жирновского нефтяного месторождения в Волгоградской обл.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, дважды лауреат Государственной премии СССР.

Алексо Николай Григорьевич (1938 г. рожд.)

Ленинградский индустриальный техникум, 1957 г.

Техник, геофизик, начальник партии ОАО «Нарьян-Марсей- сморазведка» (1957 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР.

Алентьев Михаил Федорович (1929 г. рожд.)

Куйбышевский политехникум связи, 1967 г.

Ученик монтера, монтер связи, линейный монтер перекачи-

34

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вающей станции № 7 трубопровода «Астрахань—Саратов» (1946—1950), линейный монтер, начальник линейно-техноло­ гического цеха, инженер, инженер 1 категории Саратовской эксплуатационно-технической конторы связи, филиала АО «Связьтранснефть» — Приволжского производственно-техни­ ческого управления связи (1956 — наст, время).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Алиев Муса Мирзоевич (1908—1985 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1931 г., докт. геолого-минералогических наук, академик АН АзССР. Хронометражист Сурханской конторы бурения, прошел путь от лаборанта до директора Азербайджанского индустриаль­ ного института (1928—1931, 1939—1941); инженер, главный

инженер,

начальник Азербайджанского

геологического

уп­

равления

(1931 — 1939, 1942—1944); начальник

Главного

управления Наркомнефти (1941 —1942);

секретарь

ЦК

по

промышленности, зам. председателя Совмина АзССР (1944—

1950); президент Академии наук АзССР, зав. кафедрой Азер­ байджанского государственного университета (1950—1958); зам. директора по науке ИГиРГИ (1958—1985); руководи­ тель контракта по геологии в Алжире (1967—1971).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, Почетный нефтяник.

Алиев Джамиль Теймур оглы (1923 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1953 г. Участник Великой Отечественной войны.

Техник объединения «Азнефтезаводы», инженер отдела тре­ ста, прораб объединения «Азнефть» (1946—1955); прораб, начальник отдела, главный инженер, начальник СМУ объ­ единения «Каспморнефть» (1955—1965); зам. начальника Главного управления проектирования и капитального строи­ тельства Миннефтепрома СССР (1965—1986).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный строитель РСФСР, Почетный нефтяник.

Алиев Максуд Баба оглы (1918—1979 гг.)

Кировоабадский индустриальный техникум, 1938 г., Азербай­ джанский политехнический институт, 1962 г.

Начальник отдела треста «Азнефтепромматериалы» (1943— 1948); директор Кировоабадского завода утяжелителей (1948—1954); начальник отдела треста «Азнефтепромстрой-

35

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

материалы» (1954—1956); главный инженер Бакинского завода «Утяжелитель» (1956—1977).

Имеет медали СССР.

Альпин Лев Моисеевич (1898—1986 гг.)

Московский государственный университет, 1930 г., докт. техн.

наук, профессор.

Создатель теории и метода боковых каротажных зондирова­ ний (БКЗ), являющихся ведущими при геофизических иссле­ дованиях нефтяных и газовых скважин, профессор Москов­ ского геолого-разведочного института, консультант по каро­ тажу и электроразведке во Всесоюзной конторе геофизиче­ ских разведок (ВКГР) Государственного союзного геофизи­ ческого треста (ГСТТ), ВНИИгеофизике (1930—1962); старш. научный сотрудник ВНИИгеофизики (1962—1986).

Имеет ордена и медали СССР.

Аллаяров Ричард Хайруллович (1927—1988 гг.)

Герой Социалистического труда.

Рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, буровой мас­ тер конторы бурения № 2 треста «Туймазабурнефть» (1941 — 1964); работа в Западной Сибири (1964—1988).

Имеет орден Ленина и медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Альбова Тамара Ивановна (1936 г. рожд.)

Свердловский строительный техникум, 1956 г.

Техник, инженер отдела капитального строительства (1962— 1966); начальник отдела капитального строительства НГДУ «Чернушканефть» (1966—1987).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Алякин Юрий Максимович (1936 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1961 г.

Трудовую деятельность начал в 1955 г., старший механик нефтеперекачивающей станции Новосибирского районного нефтепроводного управления (1961 — 1962); механик строи­ тельного управления Башнефтезаводстроя (1962—1964); старший инженер нефтеперекачивающей станции Петропав­ ловского и Черниковского районных нефтепроводных управ-

36

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

лений (1964—1968); инженер нефтеперекачивающей станции Гомельского районного нефтепроводного управления (1968— 1969); старший инженер, начальник лаборатории, начальник отдела, главный механик Управления магистральными неф­ тепроводами Западной и Северо-Западной Сибири (1969— 1972); главный инженер Управления магистральными нефте­ проводами Центральной Сибири (1972—1974); старший ин­ женер, главный технолог, зам. начальника Управления ма­ гистральными нефтепроводами Западной и Северо-Западной Сибири (1974—1988); загранкомандировка, Алжир (1988— 1991); зам. начальника управления, зам. генерального дирек­ тора, главный технолог Управления магистральными нефте­ проводами Западной и Северо-Западной Сибири, АО «Сибнефтепровод» (1991—наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

Амелин Иван Дмитриевич (1926—1995 гг.)

Московский нефтяной институт, 1951 г., докт. техн. наук, профессор.

Участник Великой Отечественной войны.

Руководитель лаборатории ВНИИ (1953—1956); заведующий лабораторией КФ ВНИИ (1956—1971); руководитель лабо­ ратории, профессор кафедры Московского нефтяного инсти­ тута (1971 — 1977); старш. научный сотрудник, заведующий лабораторией, главный научный сотрудник ВНИИнефть (1977—1994); советник генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994—1995).

Имеет боевые награды, орден и медали СССР, в том числе серебряную медаль ВДНХ.

Амиркулиев Таюб Фридонович (1899—1976 гг.)

Закавказская промышленная академия, 1935 г.

Рабочий конторы бурения общества «Молот» г. Баку (1914— 1919); буровой рабочий «Азнефть» (1923—1925); секретарь парторганизации конторы бурения, председатель обкома, за­ ведующий отделом ЦПСФ в г. Баку (1925—1935); директор промысла треста «Туймазанефть» (1935—1940); мастер, зав. промыслом, парторг промысла «Кировнефть» (1940—1942); мастер, сменный помощник директора промысла № 1, дирек­ тор нефтепромысла № 4 треста «Туймазанефть» (1942— 1952); заведующий нефтепромыслом № 2 НПУ «Октябрьскнефть» (1952—1962).

37

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Амиянц Роберт Николаевич (1926 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1959 г.

Оператор по добыче нефти, начальник отдела, зам. началь­ ника НПУ на предприятиях объединения «Татнефть» (1959— 1971); зам. генерального директора объединения «Мангышлакнефть» (1971 —1975); зам. начальника Управления ма­ териально-технического снабжения Миннефтепрома СССР

(1975—1988); зам. начальника отдела, зам. директора Де­ партамента материально-технического обеспечения фирмы «Нефтегазснаб», корпорации «Роснефтегаз», ГП «Роснефть» (1990 — наст. время).

Имеет отраслевые награды. Заслуженный экономист РСФСР, Почетный нефтяник.

Амиян Вартан Александрович (1911 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1935 г., докт. техн. наук, профессор.

Инженер, зам. заведующего промыслом, заведующий про­ мыслом, главный инженер треста на промыслах г. Баку (1935—1941); зам. начальника, начальник отдела Наркомнефти (1942—1946); зам. начальника, начальник Техническо­ го управления Минюжзападнефтедобычи (1946—1949); глав­ ный инженер, начальник Главзападнефтедобычи (1949— 1957); начальник подотдела, зам. начальника отдела Госпла­ на РСФСР (1957—1966); заведующий лабораторией, веду­ щий научный сотрудник —консультант ВНИИнефть (1966— 1990).

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии, Почетный нефтя­ ник.

Анашкин Станислав Иванович (1932 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1955 г.

Инженер, старший инженер Дирекции строящегося трубо­ провода «Омск—Иркутск» (1955—1956), начальник управле­ ния Транссибирского магистрального нефтепровода Миннефтепрома, генеральный директор АО «Транссибнефть» (1969— 1994).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

38

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Андреев Анатолий Анатольевич (1937 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1959 г.

Машинист, начальник нефтеперекачивающей станции пло­ щадки № 1 Альметьевском районного управления (1959— 1963); начальник Жуминской нефтеперекачивающей станции Львовского управления нефтепровода «Дружба» (1963— 1964); главный инженер Мичуринского управления нефте­ провода «Дружба» (1964—1970); зам. начальника Управле­ ния магистральных нефтепроводов «Дружба», главный ин­ женер АООТ «Дружба» (1970 — наст. время).

Имеет ордена и медаль СССР, Почетный нефтяник.

Андрианов Юрий Михайлович (1925 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1949 г.

Старший инженер-конструктор, главный инженер проекта Гипронефтемаш (1949—1959); главный специалист, началь­ ник подотдела, начальник отдела химического и нефтяного машиностроения (1959—1988); зам. начальника отдела науч­ но-технического прогресса (1988—1990) Госплана СССР.

Имеет ордена и медали СССР, Почетный нефтяник, Почет­ ный работник Министерства тяжелого и транспортного ма­ шиностроения.

Андросенко Николай Николаевич (1943 г. рожд.)

Полтавский нефтяной геолого-разведочный техникум, 1977 г. Слесарь, механик группы скважин Черниговской экспедиции глубокого бурения треста «Черниговнефтегазразведка»; ин­ женер-технолог ЦИТС Хорейверской НГРЭ (1966—1980); старший механик, групповой механик ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1980 —наст. время).

Андронов Юрий Петрович (1937—1990 гг.)

Томский политехнический институт, 1960 г. Техник-геодезист, старший топограф, начальник топоотряда треста «Башнефтегеофизика» (1960—1964); старший геоде­ зист, старший инженер, ведущий геодезист, главный геоде­ зист «Тюменнефтегеофизики» (1965—1990).

Имеет отраслевые награды.

39

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Андрущенко Юрий Иванович (1937 г. рожд.)

Казахский горнометаллургический институт, 1960 г. Инженер-интерпретатор, начальник партии, инженер-геофи­ зик геофизических, геологоразведочных экспедиций Мини­ стерства геологии Казахской ССР, Министерства геологии РСФСР (1960—1971); инженер-геофизик, старший геофизик, начальник отряда партии геолого-экономического обеспече­ ния АООТ «Ямалгеофизика» (1971—наст. время).

Имеет медаль СССР.

Аникеев Виталий Максимович (1949 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1973 г.

Оператор по добыче нефти и газа; мастер по ремонту сква­ жин НПУ (НГДУ) «Ишимбайнефть» объединения «Башнефть» (1966—1979); оператор подземного ремонта скважин (ПРС) НГДУ «Белозернефть» (1979—1984); оператор ПРС АООТ «Черногорнефть» (1985 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Аникин Николай Григорьевич (1935 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1958 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар­ ший инженер, начальник ПТО конторы бурения в трестах «Башзападнефтеразведка», «Башюгнефтеразведка» (1958— 1968); начальник ПТО, главный инженер Правдинской кон­ торы бурения треста «Сургутбурнефть»; зам. начальника, начальник отдела объединения «Запсиббурнефть» (1968— 1978); с 1978 г. по 1992 г. на партийной и административнохозяйственной работе в ПО «Сургутнефтегаз», Сургутском горсовете, Тюменском ГК КПСС.

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Анисимов Петр Флегонтович (1930 г. рожд.)

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего (1955— 1960), бригадир плотников Александровской нефтеразведоч­ ной экспедиции (НРЭ) (1960—1962); бригадир плотников, бригадир вышкомонтажной бригады, прораб Мегионской НРЭ (1962—1977), прораб Мегионской вышкомонтажной конторы (1977—1989).

Имеет ордена СССР.

40

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Анкудинов Сергей Андреевич (1936 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1959 г.

Мл. научный сотрудник в/ч 27177, научный сотрудник, гео­ физик Всесоюзного научно-исследовательского геологическо­ го института; мл. научный сотрудник Геологического инсти­ тута Кольского филиала АН СССР, геофизик, начальник отряда, главный инженер, начальник партии, начальник гео­ лого-геофизического отдела экспедиций №№ 5, 7, 8 Запад­ ного геофизического треста ПГО «Севзапгеология», ведущий геофизик опытно-методической экспедиции ПГО «Севзапгео­ логия», ведущий геофизик, начальник партии цифровой обработки геофизических материалов ОАО «Нарьян-Мар- сейсморазведка» (1959 — наст, время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Анохин Константин Павлович (1948 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1971 г. Бурильщик, буровой мастер, начальник Районной, затем Центральной инженерно-технической службы, зам. началь­ ника Управления по бурению скважин в Западной Сибири, начальник отдела бурения объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1971—наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, серебря­ ную медаль ВДНХ, Почетный нефтяник.

Аношин Василий Архипович (1926 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г.

Начальник партии, старший геолог, начальник геологическо­ го отдела, главный геолог треста «Войвожнефтегазразведка», главный геолог НРЭ № 5, начальник НРЭ № 2 Ухтин­ ского территориального геологического управления (1954— 1981); работа на Кубе (1981 — 1984); старший геолог экспе­ диции ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1984—1985).

Имеет ордена СССР.

Антипин Вячеслав Иванович (1937 г. рожд.)

Уфимский геологоразведочный техникум, 1957 г. Начальник сейсмоотряда, начальник сейсмокаротажной пар­ тии Тазовской геофизической экспедиции ГГП «Ямалгеофизика» (1967 —наст. время).

Имеет медали СССР.

41

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Антипин Михаил Николаевич (1939 г. рожд.)

Вышкомонтажник конторы бурения № 1 треста «Туймазабурнефть» объединения «Башнефть» (1962—1965); вышко­ монтажник, прораб, старший прораб конторы глубокого раз­ ведочного бурения НПУ «Речицабурнефть» (1965—1979); вышкомонтажник Белорусского УБР по бурению скважин в Западной Сибири (1979—1986); бригадир Вышкомонтажного управления объединения «Белоруснефть» (1986 — наст. вре­ мя).

Имеет орден Трудовой Славы III степени, медаль СССР,

отраслевые награды.

Антипкин Владмир Алексеевич (1929 г. рожд.)

Герой Социалистического труда.

Помощник оператора подземного ремонта скважин Краснокамского нефтяного промысла (1952—1962); оператор под­ земного ремонта скважин (1962—1969); начальник участка (1969—1971); начальник смены РИТС (1971 — 1978); началь­ ник Таныпского цеха по добыче нефти НГДУ «Чернушканефть» (1978 — наст. время).

Имеет орден Ленина, медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленно­ сти РСФСР.

Антонов Юрий Григорьевич (1926—1983 гг.)

Московский энергетический институт, 1948 г.

Зам. начальника, начальник электроцеха, главный инженер конторы «Сахнефтьэнерго» объединения «Сахалиннефть» (1948—1952); главный энергетик объединения «Средазнефть» (1952—1958); главный энергетик треста «Харбурнефтегаз» Харьковского СНХ (1958—1963); начальник отдела Мини­ стерства электротехнической промышленности (1963—1967); главный энергетик, начальник отдела, зам. начальника Уп­ равления главного энергетика Миннефтепрома СССР (1967— 1983).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Антропов Николай Иванович (1928—1991 гг.)

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер в тресте «Союзнефтеразведка» Саратовской области (1946—1952);

42

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

буровой мастер в объединении «Башнефть» (1952—1964); буровой мастер в объединении «Тюменнефтегаз», управляю­ щий трестами «Тюменнефтедорстройремонт» и «Тюменнефтегазразведка» (1964-1971); зам. управляющего трестом «Сургутнефтеспецстрой» (1971 — 1991).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Апанович Юрий Григорьевич (1928—1989 гг.)

Львовский политехнический институт, 1953 г., канд. техн. наук.

Бурильщик, начальник участка, начальник отдела, главный инженер конторы бурения трестов «Татбурнефть», «Татнефтеразведка» объединения Татнефть (1953—1961); начальник

нефтеразведочной экспедиции

Мингео Казахской ССР

(1961 —1966); начальник отдела,

зам. начальника

Упрбур-

нефти, Технического управления

Миннефтепрома

(1967—

1987); директор ВНИИБТ (1987-1989).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Изо­ бретатель СССР, лауреат премии Совета Министров СССР,

Почетный нефтяник.

Аракелов Артавас Нерсесович (1898—1962 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1932 г.

Рабочий Сураханской конторы бурения, инженер, начальник отдела промысла, начальник проектно-сметной конторы тре­ ста «Орджоникидзенефть» (1932—1936); главный инженер завода им. Воровского треста «Орджоникидзенефть», дирек­ тор завода им. Кирова треста «Азизбековнефть» (1936— 1937); главный инженер проектов трестов «Азнефтепроект» и «Азнефтегазстрой» (1937—1945); зам. начальника объеди­ нения «Куйбышевнефть», главный инженер Гипровостокнефть (1945—1962).

Один из первых организаторов Гипровостокнефти. Автор низконапорной системы сбора нефти.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Ардалин Михаил Семенович (1929—1975 гг.)

Бугурусланский нефтяной техникум, 1950 г.

Помощник бурильщика, техник, инженер Солигаличской нефтеразведки (1950—1952); инженер, начальник нефтераз-

42

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ведки, старший инженер, начальник Аныбской нефтеразвед­ ки Ленинградской КРБ (1952—1957); начальник участка, директор КРБ Ухтинского комбината (1957—1961); началь­ ник НРЭ № 1 треста «Печорнефтегазразведка», зам. управ­ ляющего трестом «Воивожнефтегазразведка», начальник НГРЭ № 5 Ухтинского территориального геологического управления (1961 —1975).

Имеет отраслевые награды.

Аркадьев Изосим Аркадьевич (1938 г. рожд.)

Плотник треста «Воивожнефтегазразведка», Вышкомонтаж­ ной конторы (1956—1966); электрогазосварщик УНГРЭ — АООТ «Усинскгеонефть» (1966 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Арнопольский Исаак Самуилович (1932—1993 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1956 г. Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар­ ший инженер Производственно-диспетчерской службы (ПДС) конторы бурения № 2; старший инженер, начальник отдела треста, начальник ПДС, главный инженер конторы бурения № 2 треста «Альметьевбурнефть» (1956—1966); начальник отдела объединения «Белоруснефть» (1966—1969); началь­ ник УБР «Светлогорскбурнефть» (1969—1970); начальник Речицкого УРБ (1971 — 1976); начальник отдела объедине­ ния «Белоруснефть» (1976—1983); начальник Нормативноисследовательской станции объединения (1983—1988). Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Арсеньев-Образцов Сергей Иванович (1920—1987 гг.).

Московский нефтянок институт, 1943 г. Инженер-конструктор, старший инженер, начальник цеха Ишимбайского машиностроительного завода Наркомнефти (1943—1946); младший, старший научный сотрудник Москов­ ского нефтяного института, старший инженер Гостехннки

СССР (1947—1951); начальник сектора, отдела, главный инженер ОКБ по бесштанговым насосам Миннефтепрома (1951 —1969); зам. главного инженера, главный инженер (с 1972) ВНИИБТ (1969-1986).

Имеет орден и медали СССР, отрасловые награды, медали ВДНХ.

44

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Артамонов Михаил Михайлович (1925 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г.

Инженер, начальник участка бурения, главный инженер конторы бурения, начальник производственного отдела, на­ чальник ПТО Ухтинского территориального геологического управления (1951—1965); главный инженер ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1965—1980).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный гео­ лог РСФСР.

Артамонычев Иван Трифонович (1927 г. рожд.)

Буровой мастер Городецкой нефтеразведки, старший буро­ вой мастер в Прикаспийской партии Калмыкии, в Ульянов­ ской, Мордовской, Костромской экспедициях, в Центральной комплексной НРЭ треста «Ярославнефтегазразведка» (1944 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

Артеев Митрофан Ананьевич (1924 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Инженер-оператор, геофизик ГГП «Печорагеофизика» (19 — 1980).

Имеет боевые и отраслевые награды, в том числе ордена Отечественной войны I степени, Славы III степени, Заслу­ женный работник народного хозяйства Коми АССР.

Аривьян Оскиан Хоренович (1941 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1977 г.

Рабочий, взрывник Прнаральской геофизической экспедиции (1959—1962); техник-взрывник, техник-оператор, инженероператор Прибалтийской геофизической экспедиции (1962— 1967); начальник отряда, начальник партии, главный инже­ нер группы партий, начальник группы партий, начальник экспедиции, ведущий геофизик ПТО АООТ «Ямалгеофизика» (1967 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

Аруговейко Петр Минович (1911 г. рожд.)

Бердянский нефтяной техникум, 1938 г.

Работа на Бердянском крекинг заводе (1938—1943); началь-

45

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ник отдела труда и зарплаты Краснокамского НПЗ треста «Краснокамскнефть» (1943—1951); начальник транспортной конторы «Молотовнефть» (1951 — 1957); начальник НПУ «Краснокамскнефть» (1957—1971).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Арутюнов Алексей Иванович (1914—1994 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1936 г., канд.

техн. наук.

Начальник конторы по исследованию скважин, старший ин­ женер отдела «Азнефтекомбинат» (1937—1941); старший инженер АзНИИ (1941 —1942); главный инженер, директор укрупненного нефтепромысла «Андижан» объединения «Средазнефть» (1942—1951); начальник отдела № 2 специ­ ального конструкторского бюро Миннефтепрома СССР

(1951 — 1952); главный инженер — зам. управляющего тре­ стом «Андижаннефть» (1952—1956); зам. начальника Управ­ ления промышленности природных газов Главгаза СССР

(1956—1957); руководитель лаборатории ВНИИгаза (1957— 1962); главный специалист, зам. начальника Управления по добыче нефти и газа Государственного комитета нефтедобы­ вающей промышленности при Госплане СССР (1962—1965); начальник отдела Главного управления по технике, техноло­ гии и организации добычи нефти и газа Миннефтепрома

СССР (1965—1972); руководитель лаборатории, старш. науч­ ный сотрудник ВНИИнефть (1972—1993).

Имеет ордена и медаль СССР, отраслевые награды, лауреат Ленинской премии, Почетный нефтяник.

Архипенко Владимир Степанович (1938 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1966 г.

Бурильщик, помощник мастера (1966—1969); прораб вышко­ монтажного цеха (1969—1990); зам. начальника вышкомон­ тажного цеха Полазненского УБР объединения «Пермнефть» (1990—1993).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Асланов Агамешади Шихалиевич (1920 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик (1939—1963); буровой мастер Полазненского УБР (1963—1977).

Имеет орден Ленина, отраслевые награды.

46

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Асланов Евгений Савельевич (1930—1995 гг.)

Краснодарский нефтяной техникум, 1955 г.

Бурильщик, мастер Жирновского УБР ПО «Нижневолжскнефть» (1955—1967); командир Волгоградского военизиро­ ванного отряда (1967—1985).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Асланов Степан Амирович (1914—1989 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1939 г. Начальник участка бурения, начальник отдела Геологораз­ ведочной конторы «Туркменнефть» (1939—1945); начальник отдела бурения «Укрнефть» (1945—1948); главный инженер, директор конторы турбинного бурения № 1 треста «Дагморнефть» (1948—1951); слушатель Академии нефтяной про­ мышленности (1951—1953); управляющий трестом «Чапаевскнефть», управляющий трестом «Первомайбурнефть» объединения «Куйбышевнефть», начальник отдела ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1953—1975).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Асан-Нури Абдулла Оглы (1912—1978 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1936 г., доктор технических наук.

Инженер, старший инженер, главный инженер проектов тре­ ста «Азнефтепроект» (1936—1940); главный инженер проек­ тов «Нефтемашпроект», зам. начальника спецтехгруппы Наркомнефти; начальник отдела, зам. начальника Техниче­ ского управления Миннефтепромвостока; первый зам. на­ чальника Главморнефтн Миннефтепрома СССР; начальник подотдела бурения Отдела нефтяной и газовой промышлен­ ности Госплана РСФСР, член Государственного научно-тех­

нического Комитета СМ РСФСР,

главный конструктор —

зам. директора Гипронефтемаша

(1940—1960); директор

ВНИИБТ (1960—1978).

 

Имеет ордена и медали СССР (среди них орден Ленина), отраслевые награды.

Асмоловский Виктор Сергеевич (1937 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1959 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

47

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Оператор, старший геолог, начальник отдела, зам. главного геолога НГДУ «Арланнефть» (1959—1965); главный геолог НГДУ «Южарланнефть», «Арланнефть» (1965—1989).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Астанин Геннадий Иванович (1939 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1964 г.

Слесарь по ремонту, дизелист, моторист (1962—1967); буро­ вой мастер (1967—1992); зам. начальника ЦИТС Чернушинского УБР (1992—1995).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ.

Ахметилин Азамат Гарипович (1926 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1953 г., канд. техн. наук. Рабочий изыскательской партии «Киевтранспроект» (1941 — 1942); токарь Белорецкого завода (1943—1946); помощник мастера по добыче нефти и газа, начальник участка нефте­ промысла № 5 треста «Туймазанефть» (1953—1954); стар­ ший инженер, заведующий нефтепромыслом № 1, начальник ПТО, зам. начальника, главный инженер — зам. начальника НПУ «Туймазанефть» (1964—1970); главный инженер — зам. начальника, начальник НГДУ «Туймазанефть» (1970—1989). Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, серебряную медаль ВДНХ, отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Ахметгареев Акмалетдин Заганович (1932 г. рожд.)

Герой Социалистического труда. Октябрьский нефтяной техникум, 1956 г.

Помощник бурильщика, бурильщик конторы бурения № 4 треста «Туймазабурнефть» (1956—1960); буровой мастер в УБР ПО «Башнефть» (1960—1970); буровой мастер, стар­ ший технолог, начальник смены, инженер-технолог ЦИТС (1970-1994).

Имеет орден Ленина и медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Ахминеев Валерий Константинович (1933 г. рожд.)

Тюменский педагогический институт, 1954 г.

Инженер, старший инженер Западно-Сибирского филиала

48

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяного машиностроения (1967—1971); инже­ нер Управления производственно-технического обеспечения и комплектации оборудованием (УПТОиКО) Главтюменнефтегаза (1971 — 1982); старший инженер УПТОиКО, старший диспетчер по бурению ВПО «Тюменгазпром» (1982—1990); экономист Тюменской Базы производственно-технического обслуживания (1990—1993).

Имеет отраслевые награды.

Афанасьев Владимир Сергеевич (1930 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1953 г.

Старший геолог разведки, начальник тематической партии, главный геолог Кандринской конторы треста «Башзападнефтеразведка» (1953—1975); начальник геологического от­ дела, главный геолог ПО «Башнефть» (1975—1986); заведу­ ющий отделом БашНИПИнефть (1986—1990).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Афанасьева Антонина Васильевна (1916 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1938 г., канд. техн. наук. Старший инженер по добыче нефти объединения «Востокнефтедобыча» (1938—1939); инженер лаборатории ЦНИЛ треста «Сызраньнефть» (1939—1941); старший инженер, на­ чальник отдела треста «Бугурусланнефть» (1941 —1949); старший инженер Технического управления Миннефтепрома

СССР (1949—1955); старш. научный сотрудник, руководи­ тель лаборатории ВНИИнефть (1955—1975).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Афлятуллин Гаяз Халиуллич (1928 г. рожд.)

Саратовский экономический институт, 1966 г.

Счетовод, помощник бухгалтера Сараевской нефтеразведки, счетовод-кассир, бухгалтер Пастушенко-Балтаевской нефте­ разведки, старший бухгалтер Субханкуловской, Каргалыикинской, Сараево-Каровской нефтеразведок треста «Башзападнефтеразведка» (1946—1952); главный бухгалтер, начальник планового отдела Белебеевской конторы бурения (1952—1966); главный бухгалтер НГДУ «Аксаковнефть» (1966—1972); зам. главного бухгалтера, и.о. главного бух­ галтера, главный бухгалтер, главный бухгалтер — директор

4-500

49

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

департамента бухгалтерского учета и отчетности ПО «Башнефть», АНК «Башнефть» (1972 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник, Заслуженный экономист Башкирии.

Афонин Олег Иванович (1939 г. рожд.)

Московский государственный университет, 1969 г. Техник-топограф, старший техник, картограф Управления Мингео РСФСР, Мингео СССР (1961 — 1967); инженер Миннефтепрома (1967—1970); работа в Алжире (1970—1973); ведущий инженер, главный специалист Миннефтегазпрома

СССР (1973—1991); главный специалист Минтопэнерго РФ (1991 — 1995); топограф Департамента АО «СИДАНКО» (1995 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Ашрафьян Микиша Огостинович (1930 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г., докт. техн. наук, профессор.

Бурильщик, старший инженер отдела Ачикулакской конторы бурения треста «Грознефтеразведка» (1954—1956); буровой мастер, старший инженер нефтеразведки глубокого бурения треста «Краснодарнефтеразведка» (1956—1960); инженер, заведующий лабораторией Краснодарского филиала ВНИИнефть (1960—1970); заведующий лабораторией, ученый сек­ ретарь, главный научный сотрудник ВНИИКРнефть (1970 - наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Аширов Киамиль Бекирович (1912 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1935 г., докт. геолого-минералогических наук, профессор.

Старший геолог промысла треста «Азизбековнефть» (1943); преподаватель Гурьевского нефтяного техникума (1943— 1947); начальник сектора разработки нефтяных месторожде­ ний и нефтепромысловой геологии; зам. директора Гипровостокнефть (1947—1975); профессор Самарского государ­ ственного технического университета (1975 — наст. время). Крупный специалист по изучению условий формирования залежей нефти и газа.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат

50

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ленинской премии, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР.

Бабалян Григорий Аветисович (1913—1988 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1938 г., докт. техн. наук, профессор.

Работа на промыслах и в научных организациях Азербаджана (1938—1957); зам. директора, директор БашНИПИнефть (1957—1980); работа в институтах г. Куйбышева и г. Таш­ кента (1980—1988).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный деятель науки и техники РФ, Почетный нефтяник, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина, Заслуженный дея­ тель науки и техники Башкирии.

Бабарико Михаил Александрович (1940 г. рожд.)

Небитдагский нефтяной техникум, 1976 г.

Машинист тампонажной конторы треста «Туркменбурнефть», машинист, начальник тампонажного цеха НГДУ «Калининграднефть» объединения «Калининграднефтегазразведка» (1967—1982); машинист цементировочного агрегата ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1982 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Бабижаев Юрий Гаврилович (1934 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1959 г.

Оператор по добыче нефти, мастер, начальник смены, на­ чальник базы, заведующий нефтепромыслом, начальник ПТО Жирновского НГДУ ПО «Нижневолжскнефть» (1959 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ.

Бабич Петр Васильевич (1924 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1965 г. Мастер по добыче нефти и газа, начальник участка, заве­ дующий промыслом, начальник ПРЦ (1952-1971); началь­ ник НГДУ «Абиннефть» объединения «Краснодарнефтегаз» (1971 — 1986).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

4*

51

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Бабурин Николай Иванович (1935 г. рожд.)

Трудовую деятельность начал в 1953 г. Шофер, моторист транспортной конторы треста «Азнефтегазфизика», конторы опробования и капитального ремонта скважин объединения «Азнефть» (1960—1968); моторист-водитель Тампонажного управления объединения «Белоруснефть» (1968—1978, 1979—1995); моторист Вынгапуровской экспедиции глубоко­ го бурения (1978—1979). Участник ликвидации последствий аварии на Чернобыльской АЭС.

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Багиров Хамид Абдуллатипович (1908—1986 гг.)

Московский геологоразведочный институт, доктор геологоминералогических наук, профессор.

Руководитель производственного отдела Главного геологи­ ческого управления Миннефтепрома СССР (1931 —1939); на­ чальник нефтепоисковых экспедиций, зам. начальника Геоло­ гического управления Миннефтепрома, зам. директора по науке ВНИГРИ, заведующий кафедрой Академии нефтяной промышленности (1939—1956); заведующий кафедрой теоре­ тических основ поисков и разведки нефти н газа, профессор кафедры Московского нефтяного института (1956—1986).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Заслу­ женный деятель науки и техники РСФСР, Туркменской ССР, Узбекской ССР, лауреат Ленинской премии, Заслуженный геолог РСФСР. Первооткрыватель западно-сибирской нефти, газового месторождения Газли Туркменской ССР. Почетный нефтяник. Почетный работник газовой промышленности.

Багратов Будимир Григорьевич (1926—1996 гг.)

Московский нефтяной институт, 1956 г. Участник Великой Отечественной войны.

Буровой мастер треста «Дальнефтеразведка» объединения «Сахалиннефть» (1956—1959); инженер, старший инженер, руководитель группы отдела глубокого бурения ВНИИБТ (1959—1965); главный технолог Главзападгеологии, Главнефтегазразведки Мингео РСФСР (1965—1974); главный технолог Управления экспертизы проектов и смет Миннефте­ прома СССР (1974—1990).

Имеет отраслевые награды.

52

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Баграухов Иван Серафимович (1932 г. рожд.)

Краснодарский нефтяной техникум, 1951 г.

Оператор, мастер по добыче нефти и газа, начальник участ­ ка, начальник ПТО, начальник цеха подземного и капиталь­ ного ремонта скважин (1951 — 1994); главный инженер НГДУ «Абиннефть» АО «Краснодарнефтегаз» (1994 —наст. время). Имеет отраслевые награды.

Бадалов Сергей Агабекович (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1966 г.

Трудовую деятельность начал в 1945 г. слесарем на нефте­ перерабатывающем заводе, помощник бурильщика, буровой мастер, начальник участка, инженер отдела бурения (1952— 1969); главный инженер, управляющий трестом «Туркменнефтеразведка» объединения «Туркменнефть» (1969—1974); зам. начальника по бурению объединения «Туркменгазпром» (1974—1985); зам. генерального директора, управляющий трестом «Астраханьбургаз» (1985—1995); зам. генерального директора (1995 —наст. время) дочернего предприятия «Астраханьгазпром» РАО «Газпром».

Имеет правительственные и отраслевые награды, Заслужен­ ный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Базаров Николай Иванович (1925 г. рожд.)

Буровой рабочий (1945—1950), буровой мастер (1950—1980) Геологоразведочной конторы объединения «Куйбышевнефть». Имеет орден СССР и отраслевые награды.

Базив Василий Федорович (1930 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г., канд. геологоминералогических наук.

Оператор по добыче нефти, геолог, старший геолог, зам. на­ чальника ЦНИПР, начальник геологического отдела НПУ «Альметьевнефть», главный геолог, зам. начальника НГДУ «Лениногорскнефть» объединения «Татнефть» (1955—1977); Руководитель группы, Ирак (1977—1979); начальник отдела Управления разработки нефтяных и газовых месторождений Миннефтепрома (1980—1988); работа в Алжире (1988— 1991); начальник отдела перспективного развития добычи нефти Минтопэнерго РФ (1992 —наст. время).

53

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Баишев Булат Тагирович (1927 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., докт. техн. наук, профессор.

Старший инженер, руководитель лаборатории, старш. науч­ ный сотрудник УфНИИ (1952—1956); старш. научный со­ трудник лаборатории, руководитель лаборатории ВНИИнефть (1956 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный деятель науки и техники РФ, Почетный нефтяник.

Байбаков Николай Константинович (1911 г. рожд.)

Герой Социалистического труда.

Азербайджанский политехнический институт, 1932 г., докт. техн. наук, Почетный член Академии естественных наук РФУправляющий трестом «Лениннефть» (1936—1938); началь­ ник объединения «Востокнефтедобыча» (1938—1939); началь­ ник Главнефтедобычи Востока Наркомата нефтяной промыш­ ленности СССР (1939—1940); зам. Наркома, Нарком нефтя­ ной промышленности (1940—1946); Министр нефтяной про­ мышленности южных и западных районов (1946—1948); Министр нефтяной промышленности (1948—1955); председа­ тель Государственной комиссии СМ СССР по перспективно­ му планированию (1955—1957); Председатель Госплана РСФСР (1957—1958); председатель СНХ Краснодарского края, Северо-Кавказского экономического района (1958— 1963); председатель Государственного Комитета при Госпла­ не СССР (1963-1965); Председатель Госплана СССР

(1965—1985).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе шесть орденов Ленина, отраслевые награды, лауреат Ленинской премии, Почетный работник газовой промышленности, Почетный неф­ тяник.

Байдиков Юрий Николаевич (1935 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1958 г.

Старший инженер, оператор по добыче, мастер, начальник участка, начальник цеха, заведующий нефтепромыслом, главный инженер — зам. начальника НГДУ «Лениногорск-

54

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефть» объединения «Татнефть» (1958—1974); главный ин­ женер— зам. нач., генеральный директор объединения «Коминефть» (1974—1981, 1985—1990); начальник Главного технического управления, член коллегии Миннефтепрома (1981 —1985); председатель Ухтинского исполкома (1990— 1993); главный инженер АО «Коминефть» (1993 —по наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Байков Андрей Иванович (1911 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1932 г.

Трудовую деятельность начал в 1932 г. Помощник главного инженера, главный инженер конторы и разведок Азтехуправления Главзападнефтестроя (1947—1949); начальник строи­ тельно-монтажного управления, главный инженер треста «Азморнефтестрой» (1950—1951); главный инженер различ­ ных строительно-монтажных управлений, начальник отдела треста Главцентронефтестроя (1951—1957); начальник строй­ управления, начальник отдела капитального строительства Ярославского и Верхне-Волжского СНХ Министерства строи­ тельства предприятий нефтяной промышленности (1957— 1963); зам. начальника Управления нефтяной и газовой про­ мышленности Северо-Кавказского СНХ (1963—1965); на­ чальник отдела Управления капитального строительства Миннефтепрома СССР (1965—1970).

Имеет медали СССР, Почетный нефтяник.

Байков Николай Иванович (1935 г. рожд.)

Оператор, мастер службы водоснабжения, мастер, оператор по добыче нефти НГДУ «Шаимнефть» (1965—1995).

Имеет медаль СССР.

Байкова Евгения Викентьевна (1933 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1956 г.

Оператор, старший инженер БРИЗа Уфимского нефтепере­ рабатывающего завода, старший оператор, мастер ЭЛОУ, инженер НПУ «Лениногорскнефть» (1956—1966); аспирант­ ка, старший научный сотрудник лаборатории ВНИИОЭНГ (1966—1972); старший инженер, главный технолог Управле­ ния экспертизы проектов и смет Миннефтепрома СССР

55

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1973—1991); главный эксперт отдела экспертизы ВНИИОЭНГ (1991—1995).

Имеет отраслевые награды.

Баймухаметов Казбек Сагитович (1931 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1953 г., докт. геолого-мине- ралогических наук.

Геолог, старший геолог, геолог нефтепромысла № 6 НГДУ «Туймазанефть» (1953—1966); начальник отдела ПО «Башнефть» (1966—1967); главный геолог ПО «Башнефть» (1967—1972); заведующий отделом БашНИПИнефть (1972— наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный деятель науки и техники Баш­ кирии.

Байрак Константин Алексеевич (1913—1993 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1936 г., канд. эконо­ мических наук.

Работа на бакинских промыслах, в тресте «Востокнефтедобыча» (1935—1939); главный инженер треста «Башнефть», управляющий трестом «Ишимбайнефть» (1939—1946); глав­ ный инженер ПО «Башнефть» (1946—1954); директор Баш­ НИПИнефть, начальник НГДУ «Арланнефть» (1954—1961); работа в г. Москве (1961 — 1993).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

Балаян Левон Иванович (1918—1969 гг.)

Азербайджанский Государственный университет, 1948 г. Участник Великой Отечественной войны.

Заведующий лабораторией, зам. начальника отдела конторы бурения, главный технолог треста «Азнефтеразведка» объ­ единения «Азнефть» (1948—1965); зам. начальника, началь­ ник отдела, зам. начальника Главного управления по добыче нефти в районах Средней Азии Миннефтепрома СССР

(1965—1969).

Имеет боевые и отраслевые награды.

Балденко Дмитрий Федорович (1934 г. рожд.).

Московский нефтяной институт, 1957 г., канд. техн. наук. Конструктор, ведущий конструктор, старш. научный сотруд-

56

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ник ВНИИБТ (1957-1977); заведующий сектором, заведую­ щий лабораторией винтовых забойных двигателей (1977наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник Лауреат премии имени акад. И. М. Губкина, Заслужен­ ный изобретатель РФ.

Барабаноз Юрий Александрович (1939 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1971 г.

Трудовую деятельность начал в 1955 г., электромонтер (1958—1958), (1962—1963), мастер по защите трубопрово­ дов и металлических конструкций (1963—1972) Кротовской нефтеперекачивающей станции Бутурусланского районного нефтепроводного управления; старший инженер, начальник нефтеперекачивающей станции «Аремзяны» Тобольского нефтепроводного управления (1972—1975), зам. начальника Тобольского нефтепроводного управления (1975—1976), на­ чальник Линейной инженерно-технологической службы стан­ ции «Аремзяны» (1976—1982), начальник Специализирован­ ного управления по предупреждению и ликвидации аварий на нефтепроводах (1982—1983), начальник Тюменского нефтепроводного управления (1983—1988); трудовая дея­ тельность в других организациях (1988—1995).

Имеет орден и медали СССР.

Бараз Владимир Ильич (1938 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1960 г., докт. экономических наук, член-корреспондент Академии естественных наук РФ. Мастер, прораб треста «Южгазпроводстрой» Главгаза СССР

(1960—1963); инженер-инспектор, главный инспектор Госгортехнадзора СССР (1963—1968); главный технолог Управ­ ления по добыче нефти Миннефтепрома СССР (1968—1981); старший научный сотрудник, заведующий сектором, лабора­ торией МИНХ и ГП им. Губкина (1981 — 1992); зам. дирек­ тора Департамента по науке и технике ГП «Роснефть» (1992 — наст. время).

Баранов Станислав Константинович (1935 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1958 г.

Оператор, мастер по добыче, старший инженер отдела НПУ «Азнакаевскнефть», старший инженер отдела объединения

57

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Татнефть», зам. начальника НПУ «Алькеевнефть», зам. на­ чальника НГДУ «Джалильнефть» (1958—1969); зам. началь­ ника отдела Главного управления по добыче нефти в Северо­ восточных районах, зам. начальника отдела, начальник отде­ ла Главного управления проектирования и капитального строительства (1967—1979); референт отдела топливодобы­ вающих отраслей аппарата Бюро СМ СССР по топливноэнергетическому комплексу (ТЭК); старший специалист, ведущий специалист отдела аппарата ТЭК Совета Минист­ ров СССР (1979—1992); помощник зам. министра, консуль­ тант при руководстве Министерства топлива и энергетики РФ (1992—1994); главный специалист, главный технолог, зам. начальника отдела Главного управления оперативного анализа, регулирования, координации производства и поста­ вок нефти и нефтепродуктов ГП «Роснефть» (1994 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник. Заслужен­ ный работник Минтопэнерго РФ.

Баранов Андрей Васильевич (1935 г. рожд.)

Смоленский электротехникум связи, 1955 г.

Начальник цеха Красноярского нефтепроводого управления (1963—1964), начальник Красноярской конторы Управления связи Главнефтеснаба (1964—1968); зам. начальника Ново­ сибирского специализированного управления «Союзгазсвязьстрой» (1968—1968); начальник Куйбышевского строительномонтажного управления связи Главнефтеснаба (1969—1974); директор филиала АО «Связьтранснефть» — Верхневолжско­ го производственно-технического управления связи, г. Яро­ славль (1974 —наст. время).

Почетный радист.

Баранов Александр Максимович (1936 г. рожд.)

Помощник бурильщика КРБ № 3, дизелист, слесарь, маши­ нист УБР объединения «Куйбышевнефть»; слесарь, старший дизелист Усинского треста объединения «Коминефть» (1958 1982); слесарь ГП «Арктнкморнефтегазразведка» (1982 1996).

Баранов Яков ИОНОВИЧ (1932 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Старшин инженер Центрального бюро нормативов по труду

58

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Миннефтепрома, НИИ труда Госкомитета по труду и зар­ плате СМ СССР, института экономики минерального сырья Мингеологни СССР (1956—1966); старший инженер, начатьник отдела рабочих кадров, главный экономист, ведущий ин­ женер Управления кадров и социального развития Миннеф­ тепрома (1956—1992); ведущий специалист Хозрасчетного центра правовой и социальной защиты (1992—1993); глав­ ный технолог, зам. начальника отдела, начальник сектора отдела Департамента региональных производственных свя­ зей Главного управления оперативного анализа и поставок нефти ГП «Роснефть» (1993 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, бронзовую медаль ВДНХ, Почетный нефтяник.

Баранов Михаил Сергеевич (1930 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1971 г.

Дизелист, старший дизелист, механик Советского участка (1957—1975); районный инженер Ставропольского военизи­ рованного отряда (1975—1985).

Имеет медаль СССР.

Барановский Геннадий Иванович (1929 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Трудовую деятельность начал в 1955 г. — помощник буриль­ щика, буровой мастер, начальник технического отдела (1955—1973), руководитель контрактов в Ираке (1973— 1977) и Сирин (1984—1988), главный инженер конторы бу­ рения (1977—1984), управляющий участком «Волгограднефтегазразведка» ПО «Нижневолжскнефть», начальник отдела экспертизы проектов и смет АО «ЛУКойл-Нижневолжск- нефть» (1988 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник Минтопэнерго РФ.

Барановский Владимир Дмитриевич (1932 г. рожд.).

Грозненский нефтяной институт, 1955 г., канд. техн. паук. Бурильщик конторы бурения объединения «Грознефть», ин­ женер по бурению, начальник участка, начальник отдела, директор треста Ставропольского СНХ, директор конторы бурения, начальник УБР объединения «Ставроиольнефтегаз» (1955—1971); директор СевКавНИПИнефть (1971 — 1976);

59

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зам. начальника Главного технического управления Мнннефтепрома СССР (1976—1986); ученый секретарь НПО «Буре­ ние» (1986—1988); нефтяной контракт в Алжире (1988— 1993).

Баринов Михаил Васильевич (1888—1938 гг.)

Бакинское техническое училище, 1910 г., Азербайджанский политехнический институт, 1922 г.

Помощник заведующего первой группой заводов, зам. пред­ седателя Азнефтекомнтета (в последствии «Азнефть», 1922— 1926); управляющий (начальник) объединения «Азнефть» (1926—1933); начальник Главнефти, член коллегии Наркомтяжпрома (1933—1937).

Награжден орденами СССР, в том числе орденом Ленина. Барковский Георгий Николаевич (1929—1975 гг.)

Московский нефтяной институт, 1955 г.

Прошел путь от бурильщика, инженера, начальника отдела до главного инженера конторы бурения Нефтегорского уп­ равления разведочного бурения объединения «Куйбышев­ нефть». Принимал активное участие в открытии и разработ­ ке нефтяных и газовых месторождений в Куйбышевской области, на Украине (1955—1975).

Имеет отраслевые награды.

Бардык Виталий Пантелеймонович (1936 г. рожд.)

Московский государственный экономический институт, 1959 г. Инженер, экономист Главнефтеснаба РСФСР (1959—1970); старший инженер, главный технолог, зам. начальника отдела Главтранснефти Миннефтепрома (1970—1982); старший экс­ перт, ведущий специалист, зам. начальника подотдела Гос­ плана СССР (1982—1992); главный специалист Минтоп­ энерго РФ (1992—1992); зам. начальника отдела Исполни­ тельной дирекции АК «Транснефть» (1992—1993), начальник отдела АК «Транснефть» (1993 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Бахтилина Ирина Саввична (1918—1973 гг.)

Трудовую деятельность начала в 1933 г., старший инженер Миннефтепрома (1952—1957), старший инженер, зам. на-

60

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чальника подотдела, главный специалист, зам. начальника отдела, начальник отдела Управления материально-техниче­ ского снабжения Госплана РСФСР (1957—1965); начальник отдела Управления материально-технического снабжения Миннефтепрома (1965—1973).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Бахтияров Анвар Сахибгареевич (1928—1995 гг.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Инженер нефтепромысла, старший инженер цеха, начальник отдела, старший инженер нефтепромысла в НГДУ «Октябрьскнефть» (1952—1956); главный инженер НГДУ «Ишнмбайнефть» (1956—1966); начальник НГДУ «Краснохолмскнефть» (1966—1989).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Баш­ кирии.

Башарин Юрий Иванович (1935 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1959 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер конторы бурения № 1 треста «Первомайбурнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1959—1967); командир Отрадненского воени­ зированного отряда по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов (ВГСЧ) (1967—1970); работа в Египте (1970—1972); возглавлял от­ ряды ВГСЧ в Белоруссии, Казахстане, на Украине, в Куй­ бышевской области (1972—1988); командир Белорусского военизированного отряда по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов (1988 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Башилова Маргарита Андреевна (1927 г. рожд.)

Саратовский Государственный университет, 19501 г Инженер-геолог, старший геолог нефтеразведки (1950-1952); старший геолог партии Геологопоисковой конторы ОАО «Пермнефть» (1952-1989).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­

­­­­

61

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Баширов Марат Шакирьянович (1942 г. рожД.)

Уфимский нефтяной институт, 1965 г.

Оператор, мастер, начальник лаборатории, старший инженер технического отдела, начальник смены, начальник промысла, зам. начальника, начальник производственного отдела, на­ чальник технического отдела НГДУ «Шаимнефть» (1966— 1995).

Бегишев Файзурахман Арифович (1911 — 1987 гг.)

Казанский Государственный университет, 1936 г.

Геолог, прораб, начальник партии Главгидростроя (1936— 1942); ст. геолог, зам. начальника отдела, начальник геоло­ гического отдела треста «Куйбышевнефтеразведка» объеди­ нения «Куйбышевнефть» (1942—1949); главный геолог кон­ торы турбинного бурения объединения «Ставропольнефтегаз» (1949—1950); главный геолог треста, главный геолог объеди­ нения «Татнефть» (1950—1966); зам. начальника, главный геолог Главвостокнефтедобычи, начальник отдела Главного геологического Управления Миннефтепрома СССР (1966— 1979). Первооткрыватель Ромашкинского месторождения.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник, лауреат Ленинской премии, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР.

Бедненко Алексей Анисимович (1926 г. рожд.)

Трудовую деятельность начала в 1941 г. Оператор по добыче нефти и газа Ставропольского НГДУ объединения «Ставропольнефтегаз» (1956—1989).

Имеет отраслевые награды.

Бедратый Анатолий Арсеньевич (1934 г. рожд.)

Всесоюзный политехнический институт, 1964 г.

Оператор, старший оператор, мастер НПУ «Первомайнефть» объединения «Куйбышевнефть»; инспектор газового надзора Первомайской РГТИ управления Средне-Волжского округа; зам. главного инженера, главный инженер Прилукско-Леля- ковского НГДУ «Черниговнефтегаз», зам. главного инжене­ ра Хорейверской НГРЭ (1955—1980); зам. главного инже­ нера по технике безопасности ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1980 — наст. время).

Имеет медаль СССР.

62

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Безденежный Федор Ильич (1926 г. рожд.)

Герой Социалистического труда. Участник Великой Отечественной войны.

Дублер-бурильщика, верховой рабочий, бурильщик в нефте­ разведках треста «Башвостокнефтеразведка» (1950—1959); бурильщик, оператор подземного ремонта скважин НГДУ «Арланнефть» (1959—1981).

Имеет боевые награды, орден Ленина и медали СССР, от­ раслевые награды.

Безматерных Виктор Тимофеевич (1944 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1963 г., Пермский Государ­ ственный университет, 1975 г.

Бурильщик конторы бурения НПУ «Саратовнефтегаз» (1962—1966); инженер Пермского филиала ВНИИБТ (1966—1967); геолог, старший инженер Геологопоисковой конторы (1967—1977); председатель профкома объединения «Пермнефть» (1977—1988); секретарь, зам. председателя Пермского областного Совета профсоюзов (1988—1995); зам. генерального директора АО «Пермнефть» (1995 — наст. вре­ мя).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Безруков Владимир Геральдович (1944 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1969 г.

Помощник бурильщика, оператор-коллектор, инженер-геолог Правдинской конторы бурения, сменный мастер, бурильщик, старший геолог Нефтеюганского УБР; начальник геологиче­ ского отдела, главный геолог Холмогорского УБР (1970— 1986); главный геолог Сургутского УБР-3 (1986—1995).

Имеет медали СССР, серебряную медаль ВДНХ.

Безрук Владимир Антонович (1952 г. рожд.)

Ухтинский индустриальный институт, 1990 г.- Помощник бурильщика, бурильщик, инженер ПТО, буровой

мастер, начальник УНГРЭ, генеральный директор АООТ «Усинскгеонефть» (1970 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, бронзовую медаль ВДНХ, от­ раслевые награды.

63

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Безруков Николай Андреевич (1935 г. рожд.)

Электромонтер, рабочий Отрадненского управления 6ypовых работ объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1957 — наст. время).

Имеет орден Трудовой Славы III степени, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Бейрахова Мара Бенциановна (1914 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1938 г. Инженер-интерпретатор, интерпретатор, технорук, начальник тематической партии ГГП «Печорагеофпзпка» (1943—до выхода на пенсию).

Имеет орден Ленина и медаль СССР.

Беклемышева Зинаида Петровна (1932 г. рожд.)

Пермский государственный университет, 1955 г.

Геолог, старший геолог, начальник отдела, начальник экспе­ диции ГГП «Печорагеофпзпка» (1955 —до выхода на пен­ сию).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Беков Ваха Алаудинович (1941 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1963 г.

Помощник бурильщика, буровой мастер НПУ «Малгобекнефть», начальник буровой, начальник отдела, начальник центральной диспетчерской службы Малгобекского УБР (1963—1976); буровой мастер ПО «Зарубежнефть» (1976— 1979); начальник центральной инженерно-технологической службы Малгобекского УБР, главный инженер Октябрьского УБР объединения «Грознефть» (1979—1986); руководитель бригады бурения ПО «Зарубежнефтегазстрой» (1986—1990); зам. начальника Октябрьского УБР, начальник Малгобеского УБР объединения «Грознефть» (1990—1995); зам. дирек­ тора Департамента по добыче нефти и газа АО «СИДАНКО» (1995 — наст. время).

Бекух Дауд Тесрукович (1921 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1965 г. Помощник бурильщика, бурильщик, прораб, начальник неф-

64

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

теразведки, директор геолого-поисковой конторы, начальник Краснодарского УРБ АО «Краснодарнефтегаз» (1952 — наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Белкин Николай Михайлович (1947 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1970 г.

Инженер-геолог сейсмопартии, старший геолог, главный гео­ лог Тюменской геофизической экспедиции; главный геолог объединения, директор департамента геологии, главный гео­ лог ДАООТ «Тюменнефтегеофизика» (1970 — наст. время). Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Беленко Борис Григорьевич (1926 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1956 г. Машинист, старший инженер объединения «Саратовнефтегаз», инженер, старший инженер, начальник цеха, зам. на­ чальника отдела объединения «Азнефть» (1956—1965); стар­ ший инженер Главного технического управления, начальник отдела Главного управления по добыче нефти, затем Техни­ ческого управления Миннефтепрома (1965—1992), главный технолог Департамента по науке и технике ГП «Роснефть» (1992 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Белов Валерий Васильевич (1948 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1974 г.

Бурильщик, помощник бурового мастера, буровой мастер, начальник районной инженерно-технической службы УБР № 1 Усинского треста буровых работ (1974—1984); главным инженер, начальник Экспедиции глубокого бурения, зам. начальника Усинского УБР объединения «Комииефть» (1984—1995); зам. начальника Управления геология и разра­ ботки месторождений АО «Росшельф» (1995 — наст. время).

Белова Любовь Николаевна (1947 г. рожд.)

Куйбышевский инженерно-строительный институт, 1973 г. Техник, инженер Татнефтепроект (1967—1974); руководи­ тель группы, начальник отдела Гипротюменнефтегаза (1974—

5—500

65

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1990); зам. директора Научно-производственной фирмы, ди­ ректор Центра экологии (1900—1991); директор департамен­ та экологии АООТ «Черногорнефть» (1991 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Беловол Иван Игнатьевич (1924 г. рожд.)

Днепропетровский горный институт, 1951 г.

Инженер, начальник партии, начальник отдела, зам. началь­ ника управления (1951—1980); главный геофизик объедине­ ния (1980—1982); главный геофизик Кубинского геофизиче­ ского предприятия, ведущий геофизик ГГП «Печорагеофизика» (1985—1994).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный геолог РСФСР.

Беляев Виталий Иванович (1940 г. рожд.)

Помощник взрывника, взрывник на геофизических работах, тракторист Тазовской геофизической экспедиции А001 «Ямалгеофизика» (1966—1994).

Имеет медали СССР.

Беляев Сергей Александрович (1918 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1943 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инженер отдела перевалочных нефтебаз Управления экс­ плуатации нефтебазового хозяйства Главнефтесбыта (1944 1944); старший инженер Советского Управления по исполь­ зованию нефтепродуктов Румынии (1944—1945), инженердиспетчер Управления по поставкам из Румынии (1945— 1946); старший инженер Главного товарно-транспортного управления Миннефтепрома (1946—1947); главный инженер Ленинской товарно-транспортной конторы (1947—1950); главный инженер, зам. начальника Красноводской товарнотранспортной конторы (1950—1954); начальник производст­ венно-технического отдела, зам. главного инженера УралоСибирского управления строящихся нефтепроводов и продуктопроводов (1954—1956); главный инженер, директор Дирекции строящихся магистральных трубопроводов Управ­ ления Урало-Сибирскими магистральными нефтепроводами (1956—1979); зам. начальника Управления Урало-Сибирски­ ми магистральными нефтепроводами (1979—1991).

66

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет боевые награды, орден и медали СССР, Заслуженный нефтяник Башкирской АССР.

Березовский Петр Александрович (1917 г. рожд.)

Уфимский планово-экономический техникум, 1935 г. Участник Великой Отечественной войны.

Старший инженер, зам. начальника, начальник отдела, зам. генерального директора ПО «Башнефть» (1947 —наст. вре­ мя).

Имеет боевые награды, в том числе два ордена Отечествен­ ной войны, ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный экономист РСФСР, Почетный нефтяник, За­ служенный экономист Башкирии.

Берестов Николай Михайлович (1935 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1975 г. Буровой мастер, инженер по технике безопасности КзылМазарской геолого-разведочной партии, инженер, технорук буро-взрывных работ, начальник партии, начальник плано­ вого отдела Аму-Дарьинской геофизической экспедиции, участковый горнотехнический инспектор управления Госгортехнадзора ТСС; начальник партии, начальник ПТО Полес­ ской полевой геофизической экспедиции, участковый горно­ технический инспектор Гомельской ОГТИ; зам. начальника, главный инженер, начальник партии ОАО «Нарьян-Марсейс- моразведка» (1975— наст. время).

Беркунов Георгий Васильевич (1944 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1970 г.

Инженер-геофизик, старший инженер-геофизик геофизиче­ ской экспедиции, старший геофизик, начальник отряда, глав­ ный инженер, начальник партии геолого-экономического обеспечения АООТ «Ямалгеофизика» (1970 — наст. время). Имеет медали СССР.

Бесман Иван Адасович (1941 г. рожд.)

Белорусский политехнический институт, 1963 г.

Начальник отдела СМУ «Белоруснефть» (1966—1972); стар­ ший инженер, начальник отдела НГДУ «Нижневартовскнефть», начальник отдела, зам. начальника управления по

5*

67

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

капитальному строительству НГДУ «Белозернефть» (1972— 1981); зам. начальника Нижневартовского управления по внутрипромысловому сбору, компримированию и использова­ нию газа (1981 — 1985); директор департамента по капстроительству и обустройству месторождений АООТ «Черногор­ нефть» (1985 — наст. время).

Почетный нефтяник.

Бернштейн Михаил Александрович (1911 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1933 г., канд. техн. наук.

Землемер Наркомзема АзССР (1929—1931); инженер, стар­ ший инженер, мастер по добыче нефти управления «Азнефть» треста «Сталиннефть» (1931 — 1938); начальник управления «Верхмежстрой» Коми АССР (1938—1942); начальник отде­ ла, зам. главного инженера, зам. начальника Ухтинского комбината (1943—1960); начальник Ухтинского отдела ВНИИГАЗ (1960—1965); зам. начальника, начальник отдела Главного геологического управления Миннефтепрома СССР

(1965—1977).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник. Лауреат Государственной премии СССР 2-й степени за открытие и освоение газовых месторождений Верхней Ижмы в Коми АССР.

Берхман Лев Исаакович (1916 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1940 г. Слесарь бакинского треста «Орджоникидзенефть» (1930 1934); главный механик, начальник отдела треста «Крымгаз нефть», старший инженер, заведующий механическими мас­ терскими, главный механик конторы бурения треста «Старогрознефть», «Ташкаланефть» (1941 — 1947); главный механик зам. главного механика Главбурнефти Миннефтепрома СССР

(1947—1957); главный механик Управления нефти и газа Куйбышевского СНХ (1957—1960); начальник сектора Гипронефтемаша, главный специалист Госкомитета по топливу, химической и нефтяной промышленности (1960—1965); зам. начальника Управления по ремонту нефтяного оборудования Миннефтепрома СССР, ВПО «Союзнефтемашремонт» (19оо 1982); работа во ВНИИБТ (1982—1992).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник.

68

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Беспалов Николай Васильевич (1913—1992 гг.)

Уссурийское военное училище связи, 1937 г.

Старший инженер связи Главнефтегазстроя при СМ СССР,

начальник конторы связи, начальник Управления производ­ ства и эксплуатации связи Главнефтеснаба, Миннефтепрома

СССР (1948—1975); начальник Управления связи Главнеф­ теснаба РСФСР, зам. начальника Центральной станции тех­ нологической связи Мингазпрома (1976—1988).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Отечест­ венной войны II степени, медали ВДНХ — золотая, серебря­ ная, бронзовая, отраслевые награды. Заслуженный связист РСФСР, Почетный радист СССР.

Бикбов Хазма Шихабутдинович (1922 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1955 г. Служба в Советской Армии и участие в Великой Отечествен­ ной войне (1940—1947).

Инженер, главный инженер НПУ «Азнакаевскнефть» объеди­ нения «Татнефть» (1951 —1964); зам. начальника по капи­ тальному строительству НПУ «Сургутнефть», объединения «Тюменнефтегаз», Западно-Сибирского объединения буровых работ (1964—1977); зам. начальника Управления ПО «Сур­ гутнефтегаз» (1977—1987); начальник отдела АО «Сургут­ нефтегаз» (1987 — наст. время).

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Бикбулатов Ильшат Хамиевич (1931 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1954 г., канд. техн. наук. Заведующий лабораторией глинистых растворов, бурильщик, инженер участка бурения, начальник цеха опробования сква­ жин, начальник производственно-диспетчерской службы тре­ ста «Альметьевбурнефть» объединения «Татнефть» (1954— 1969); директор конторы бурения, начальник УБР объеди­ нения «Удмуртнефть»; заведующий лабораторией УдмуртНИПИнефть (1969 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Удмурт­ ской Республики.

69

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Бикеев Владимир Константинович (1942 г. рожд.)

Слесарь двигателей внутреннего сгорания Сургутской ГРЭ, Сургутского вышкомонтажного управления ГГП «Обьнефтегазгеология» (1963 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Билалов Ривгат Саляхович (1926—1967 гг.)

Московский нефтяной институт, 1951 г. Участник Великой Отечественной войны.

Старший геолог, старший инженер-геолог отдела объедине­ ния «Башвостокнефтеразведка» (1952—1953); главный гео­ лог Культюбинской конторы бурения, главный геолог, зам. начальника НГДУ «Ишимбайнефть» (1953—1959); началь­ ник отдела, главный геолог ПО «Башнефть» (1959—1967). Имеет орден и медали СССР.

Бирон Раиса Ивановна (1935 г. рожд.)

Сахалинский нефтяной техникум, 1956 г., Ленинградский горный институт, 1971 г.

Техник-вычислитель, коллектор Сахалинского отделения ВНИГРИ, техник сейсморазведочных полевых партий треста «Печорнефтегазразведка», геолог партий Воркутинской гео­ физической экспедиции, начальник тематических партий ГГП «Печорагеофизика» (1956—1994).

Имеет серебряную медаль ВДНХ, отраслевые награды.

Благомыслова Эмма Абдулловна (1947 г. рожд.)

Октябрьский нефтяной техникум, 1967 г. Техник-вычислитель треста «Краснодарнефтегеофизика» (1967—1968); техник-вычислитель, техник-геофизик, старший техник-геофизик, геофизик экспедиции, инженер по спецра­ боте, начальник 1 отдела АООТ «Ямалгеофизика» (1969 — наст. время).

Благомыслов Владимир Константинович (1946 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1985 г. Электрорадиомеханик, инженер-оператор, начальник сейсмоотряда, зам. начальника экспедиции, начальник партии, на-

70

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чальник экспедиции (1966—1994); зам. генерального дирек­ тора, вице-президент АООТ «Ямалгеофизика» (1994 — наст. время).

Имеет медали СССР.

Блохин Алексей Александрович (1897—1942 гг.)

Московская Горная Академия, 1929 г., профессор. Начальник геологической партии в Башкирии, родоначаль­ ник открытия первого крупного месторождения нефти на востоке страны, зам. начальника геологического управления Наркомата тяжелой промышленности СССР, зам. директора геологического института АН СССР (1929—1941); зам. на­ чальника Башкирской нефтяной экспедиции АН СССР

(1941 — 1942).

Богатырев Борис Анатольевич (1946 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1973 г.

Оператор по добыче нефти НПУ «Краснокамскнефть» (1964— 1967); бурильщик КРС, мастер ПРС, старший инженер цеха капитального и подземного ремонта скважин (1967—1980); начальник цеха КПРС НГДУ «Осинскнефть» (1980 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ.

Богданов Владимир Леонидович (1951 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1973 г.

С 1973 г. работает в системе Главтюменнефтегаза, пройдя путь от помощника бурильщика до генерального директора (с 1984 г.) одного из крупнейших объединений и акционер­ ных обществ страны — «Сургутнефтегаз», с 1993 г. по наст. время — Президент нефтяной компании «Сургутнефтегаз».

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РФ, Почетный нефтяник Тюменской области.

Богданов Александр Антонович (1912 г. рожд.)

Харьковский электротехнический институт, 1937 г., канд. техн. наук.

Начальник бюро Нефтемашпроекта Наркомнефти, главный

71

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

инженер завода им. Орджоникидзе, начальник отдела элек­ тробуров СКБ-1 Миннефтепрома (1940—1950); начальник ОКБ по бесштанговым насосам Наркомнефтн СССР (позд­ нее Миннефтепрома СССР) (1950—1977); руководитель ла­ боратории ВНИИнефть (1977—1979), научный консультант ВНИИнефть (1979—1990).

Имеет ордена н медали СССР, отраслевые награды. Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Богданов Алексей Иванович (1912—1990 гг.)

Ленинградский горный институт, 1937 г., канд. физико-мате­

матических наук.

Наблюдатель, прораб геофизической партии, старший инже­ нер, аспирант, специальная командировка в США, зам. директора института геофизического профиля (1930—1949); главный инженер, зам. начальника Главнефтегеофизика; заведующий кафедрой геофизики Академии нефтяной про­ мышленности, директор Академии Миннефтепрома СССР

(1949—1957); начальник Управления геофизических работ Производственного геологического комитета РСФСР (1957— 1966); начальник Управления нефтегеофизики Миннефте­ прома СССР (1966—1976). Участвовал в открытии 6 нефтя­ ных и газовых месторождений (Елизанское, Ромашкинское, Вуктыльское и др.).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

Богомолов Владислав Павлович (1937 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1965 г. Вышкомонтажник, прораб, начальник участка бурения, стар­ ший механик, начальник прокатно-ремонтного цеха (ПРИ) бурового оборудования, главный механик конторы бурения треста «Пермвостокнефтеразведка» (1965—1971); начальник ПРИ, зам. начальника базы производственного обслужива­ ния, главный механик Речицкого УРБ объединения «Белоруснефть» (1971 — 1987); работа в Ливии (1987—1989); ин­ женер Речицкого УРБ (1989—1992); главный механик Тампонажного управления объединения «Белоруснефть» (1992 наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

72

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Боданин Василий Васильевич (1936 г. рожд.)

Вышкомонтажник КРБ № 1, дизелист НРЭ № 1 треста «Печорнефтегазразведка», дизелист, старший дизелист НРЭ №4 треста «Войвожнефтегазразведка», старший механик Нарь- ян-Марской НРЭ (1959—1980); старший механик, машинистдизелист, моторист цементировочного агрегата ГП «Арктпкморнефтегазразведка» (1980 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР.

Боев Василий Петрович (1927 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1965 г. Механик Дирекции строящегося нефтепровода «Жирное— Сталинград» (1956—1957), Медведицкой перевалочной неф­ тебазы (1957—1957), механик, главный механик, начальник головной насосной станции Медведицкого районного нефтепроводного управления (1957—1962), начальник Жирновского районного нефтепроводного управления (1962—1974); Волгоградского районного нефтепроводного управления АООТ «Приволжские магистральные нефтепроводы» (1974— наст. время).

Имеет орден СССР, Почетный нефтяник, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Бойко Николай Иванович (1931 — 1987 гг.)

Герой Социалистического Труда.

Помощник бурильщика, бурильщик Полтавской роторной партии треста «Укрвостокнефтеразведка» (1950—1954); бу­ рильщик Жирновской конторы бурения треста «Сталинграднефть» (1954—1957); буровой мастер, начальник буровой Коробковской конторы бурения, Коробковского УБР объеди­ нения «Нижневолжскнефть» (1957—1987).

Болелый Владимир Антонович (1924 г. рожд.)

Ишимбайскнй нефтяной техникум, 1949 г., Уфимский нефтя­ ной институт, 1965 г.

Участник Великой Отечественной войны.

Инженер, начальник Серафимовской нефтеразведки треста «Башзападнефтеразведка» (1949—1950); начальник Субхангуловской и Каргалинской нефтеразведок (1950—1953); ди-

73

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ректор Белебеевской конторы бурения (1953—1970); началь­ ник Белебеевского УБР (1970—1992).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной н газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Боксерман Аркадий Анатольевич (1930 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1953 г., докт. техн. наук, профессор, академик Академии горных наук.

Инженер Днепропетровского горного института (1953—1957); старш. научный сотрудник, руководитель лаборатории ВНИИнефть (1957—1986); первый зам. генерального дирек­ тора РМНТК «Нефтеотдача» и ВНИИнефть (1986—1996).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РФ, Почетный нефтяник, Изобре­ татель СССР, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Болталина Елизавета Филипповна (1925 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1949 г.

Инженер, старший инженер Миннефтепрома СССР, Главнефтегаза (1949—1957); старший инженер, начальник отде­ ла Диспетчерского управления треста «Союзгаз» Главгаза

СССР (1957—1970); начальник Объединенного диспетчер­ ского управления системы магистральных нефтепроводов Главтранснефти Миннефтепрома СССР (1970—1984); стар­ ший инженер Зарубежнефти (1984—1992); начальник секто­ ра, отдела ГП «Роснефть» (1993 — наст. время).

Имеет орден «За заслуги перед Отечеством» II ступени, от­ раслевые награды. Заслуженный работник нефтяной и газо­ вой промышленности РСФСР.

Большаков Евгений Матвеевич (1936 г. рожд.)

Саратовский автомобильный институт, 1959 г.

Начальник колонны, инженер, начальник отдела, главный инженер автотранспортной конторы НПУ «Ишимбайнефть» ПО «Башнефть» (1959—1965); директор транспортной кон­ торы треста «Башюгнефтеразведка» УБР ПО «Башнефть» (1965—1970); директор автотранспортной конторы Ишимбайского УБР, начальник Управления технологического транспорта и спецтехники, зам. генерального директора ПО «Башнефть», АНК «Башнефть» (1970 — наст. время).

74

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник автотранспорта Республики Башкортостан.

Божко Николай Пантелеевич (1937 г. рожд.)

Новочеркасский политехнический институт, 1959 г. Младший геолог, начальник отряда, старший геолог треста, главный геолог экспедиции, начальник Завьяловской геоло­ го-поисковой экспедиции объединения «Удмуртгеология» (1959 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный неф­ тяник Удмуртии.

Бойко Петр Фомич (1924 г. рожд.)

Слесарь, оператор по капитальному и подземному ремонту скважин Новогрозненского НПУ (1955—1964); оператор по капитальному и подземному ремонту скважин Ставрополь­ ского НГДУ объединения «Ставропольнефтегаз» (1964— 1983).

Имеет отраслевые награды.

Болгурцев Николай Николаевич (1929—1994 гг.)

Ленинградский горный институт, 1953 г.

Геофизик, старший геофизик Воркутинской геофизической экспедиции, начальник партии, управляющий Западного гео­ физического треста, главный геофизик ПГО «Севзапгеология» (1953—1994).

Болонкин Михаил Федорович (1938 г. рожд.)

В нефтяной промышленности работает с 1956 г. Бурильщик Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1960 —наст. время).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медаль СССР, отрас­ левые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Большой Николай Сергеевич (1936 г. рожд.)

Мокшанский сельскохозяйственный техникум, 1977 г. Начальник АВУ нефтеперекачивающей станции «Кузнецк»

75

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Куйбышевского управления нефтепровода «Дружба» (1963 - наст. время).

Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

Бондаренко Николай Петрович (1938 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1965 г.

Помощник бурильщика Ставропольского НГДУ (1956— 1964); районный инженер Ставропольского военизированно­ го отряда (1970 — наст. время).

Имеет медаль СССР.

Бондаренко Борис Терентьевич (1931 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1954 г. Бурильщик, буровой мастер Краснокамской конторы бурения объединения «Пермнефть» (1954—1959); преподаватель по курсу «Бурение нефтяных и газовых скважин» Пермского нефтяного техникума (1959 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Бондаренко Геннадий Петрович (1942 г. рожд.)

 

 

 

Дрогобычский нефтяной техникум, 1959 г.

 

 

 

 

Коллектор,

начальник отряда,

старший

техник,

геофизик

Гурьевской геолого-поисковой нефтеэкспедиции

 

(1959—

1963); техник-геолог, геолог,

старший

геолог

Шаимской

нефтеразведочной

экспедиции

(НРЭ)

(1963—1971);

старший

геолог цеха испытания, мастер по сложным работам Аган-

ской НРЭ

(1971 — 1994).

 

 

 

 

 

 

 

Имеет орден и медаль СССР.

 

 

 

 

 

 

 

Бондарь Афанасий Дмитриевич (1932 г. рожд.)

 

 

 

Нивелировщик

 

Молдавской

 

геофизической

экспедиции

(1951 —1952);

топограф Тюменской

геофизической

экспеди­

ции (1952—1954); техник-топограф, техник-геодезист Обской

геофизической

экспедиции

(1954—1958);

техник-геодезист

Аганской

геофизической экспедиции

(1958—1973);

старший

инженер

Мегионской нефтеразведочной экспедиции

(НРЭ)

(1973—1979), зам. начальника Мегионского дорожно-строи-

тельного

управления (1979—1984), старший геодезист

геоло­

гического,

отдела

объединения

«Мегионнефтегазгеология»

76

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1984—1985), старший топограф Мегионской НРЭ (1985—- 1990).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Бондарчук Павел Константинович (1936 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1960 г.

Геолог, старший геолог, начальник тематической партии, главный геолог экспедиции, главный геолог объединения «Удмуртгеология» (1960—1991).

Имеет отраслевые награды, лауреат Государственной пре­ мии, Почетный разведчик недр, Заслуженный геолог РФ.

Борзев Николай Николаевич (1927—1984 гг.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Старший инженер треста «Дальнефтеразведка» (1956— 1961); руководитель группы труб и резьбовых соединений ВНИИБТ (1961 —1964); старший инженер Технического уп­ равления (1965—1965), старший инженер отдела долот, инструмента и забойных двигателей (1965—1967), ведущий инженер отдела долот, труб и инструмента Управления по бурению Миннефтепрома СССР (1967—1984).

Имеет орден СССР и отраслевые награды.

Борисов Анатолий Васильевич (1937 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1961 г.

Коллектор, геолог, старший геолог, и.о. начальника геоло­ гического отдела ГПЭ, НРЭ глубокого бурения треста № 2 «Войвожнефтегазразведка»; начальник отдела, главный гео­ лог треста «Вуктылнефтегазразведка»; главный геолог Вуктыльского УБР объединения «Коминефть»; заведующий лабораторией, заведующий отделом ПечорНИПИнефть (1961—1984); главный геолог комплексно-тематической экс­ педиции (КТЭ) треста «Арктикморнефтегазразведка» (1984—1990); главный инженер в Алжире (1990—1992); начальник КТЭ ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1992— 1995).

Имеет медаль СССР.

Борисов Юрий Павлович (1926—1993 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1946 г., Московский нефтя­ ной институт, 1949 г., докт. техн. наук, профессор.

77

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Инженер в Гипронефтенаука Миннефтепрома СССР (1948— 1949); мл. научный сотрудник, старш. инженер, старший научный сотрудник, руководитель лаборатории, ведущий научный сотрудник ВНИИнефть (1949—1993).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе золотую, сере­ бряную и бронзовую медали ВДНХ, отраслевые награды, лауреат Ленинской премии, Почетный нефтяник.

Бормотов Владимир Иванович (1940 г. рожд.)

Машинист насосной нефтеперкачивающей станции «Сталь­ ной конь» (1964—1978), машинист трубоукладчика линейной производственно-диспетчерской станции «Новоселово» Мичу­ ринского управления нефтепровода «Дружба» (1978 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Бородай Анатолий Петрович (1940 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1964 г. Бурильщик, мастер прокатно-ремонтного цеха, мастер по до­ быче нефти (1964—1966); начальник промысла (1966—1978), начальник БПО НГДУ «Чернушканефть» (1978—1983); на­ чальник Управления по повышению нефтеотдачи пластов в капитальному ремонту скважин (1983—1984); главный инже­

нер (1984—1987), начальник

НГДУ

«Чернушканефть»

(1987—1992); начальник БПО

НГДУ

«Чернушканефть»

(1992 — наст. время).

 

 

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Бороденков Григорий Карпович (1923 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г. Участник Великой Отечественной войны.

Оператор по добыче нефти и газа, мастер капремонта сква­ жин, сменный помощник заведующего Мухановского нефте­ промысла, начальник отдела НПУ «Первомайнефть» (1955 1966); старший инженер Управления организации труда, зар­ платы и рабочих кадров (1966—1970); начальник отдела Главтранснефти (1970—1981); начальник отдела Главного планово-экономического управления Миннефтепрома СССР

(1981 — 1986).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

78

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Бородин Геннадий Александрович (1934 г. рожд.)

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, опера­ тор по добыче нефти и газа в тресте «Пермнефтеразведка» НПУ «Краснокамскнефть» (1957—1968); оператор по добы­ че нефти и газа НГДУ «Сургутнефть» (1968 —наст. время). Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РФ.

Бородин Михаил Иванович (1940 г. рожд.)

Октябрьский нефтяной техникум, 1959 г., Пермский политех­ нический институт, 1970 г.

Трудовую деятельность начал в 1959 г. помощником буриль­ щика Южно-Абинской станции «Подземгаз». Помощник бу­ рильщика конторы бурения № 1, инженер Лобановского НПУ, старший инженер, начальник отдела, главный инженер конторы опробования скважин треста «Пермвостокнефтеразведка» (1963—1970); зам. главного инженера, начальник от­ дела Светлогорского УБР (1970—1974); технический инспек­ тор Гомельского обкома профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности (1974—1975); зам. главного инже­ нера — начальник отдела объединения «Белоруснефть» (1975 —наст. время).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

Бородин Леонид Максимович (1942 г. рожд.)

Старо-Оскольский геологоразведочный техникум, 1962 г., Ухтинский индустриальный институт, 1973 г. Техник-оператор, геофизик (1962—1968); начальник полевых и камеральных электроразведочных партий (1969—1983); главный инженер, начальник экспедиции (1983—1993); на­ чальник Управления по комплексным геологоразведочным работам (1994 1995); главный специалист Управления по экономике и внешним связям ГГП «Печорагеофизика» (1995 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник народ­ ного хозяйства Коми АССР.

Бородько Юрий Иосифович (1942 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1967 г.

Радиометрист, техник-геофизик треста «Башнефтегеофизика»

79

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1960—1968); инженер-оператор, начальник сейсмоотряда, начальник сейсмопартии Тюменнефтегеофизики (1968 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслужен­ ный работник Минтопэнерго РФ.

Бочкаров Георгий Павлович (1920 г. рожд.)

Оператор по добыче нефти и газа в НГДУ «Краснокамскнефть» (1946—1975).

Имеет ордена СССР, среди них орден Ленина.

Бочкарев Аркадий Федорович (1916 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1956 г. Техник-проектировщик, инженер, руководитель группы, глав­ ный инженер проектов, руководитель сектора генерального и перспективного проектирования, начальник технического отдела, зам. главного инженера Гипровостокнефть (1946 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Ботвинов Эдуард Николаевич (1946 г. рожд.)

Салаватский нефтяной техникум, 1965 г., Тюменский инже­ нерно-строительный институт, 1974 г.

Слесарь, техник-механик Куйбышевской геофизической экс­

педиции

объединения

«Куйбышевнефть»

(1966—1969);

с 1969 г. работает в системе

АО (ПО) «Сургутнефтегаз» —

мастер,

механик, начальник

автоколонны, зам. начальника

автотранспортной конторы, начальник Управления техноло­ гического транспорта (УТТ), с 1989 г. по наст. время —зам. начальника УТТ АО «Сургутнефтегаз».

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Бояршинов Юрий Максимович (1934 г. рожд.)

Пермский геолого-разведочный техникум, 1953 г.

Работа в тресте «Татнефтегазразведка» (1953—1964); геолог Кировской НГРЭ треста «Удмуртнефтегазразведка» (1964); начальник Можгинской НГРЭ объединения «Удмуртгеология» (1964 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный геолог РФ.

80

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Брагин Виктор Алексеевич (1912—1984 гг.)

Азербайджанский

нефтяной

институт,

1935 г

докт техн

наук.

 

 

 

 

Слесарь, старший

техник,

инженер,

начальник

исследова­

тельской партии, старший инженер, начальник технического отдела, зав. промыслом треста «Карадагнефть» (1929—1945);

главный инженер начальник объединения

«Пермнефть»

(1945—1951); главный инженер, начальник

объединения

«Краснодарнефтегаз» (1951 — 1980).

 

Имеет ордена и медали СССР, лауреат Ленинской премии.

Братский Николай Денисович (1924 г. рожд.)

Одесский нефтяной техникум, 1955 г. Участник Великой Отечественной войны.

Технорук нефтеперекачивающей станции «Ромашкино» Та­ тарского нефтепроводного управления (1955—1957); главный инженер, начальник Ромашкинского районного нефтепровод­ ного управления (1957—1988).

Имеет ордена, в том числе ордена Славы II и III степеней, медали СССР, Заслуженный нефтяник Татарской АССР, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Бренц Ольга Михайловна (1913 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1937 г.

Инженер-экономист, старший инженер-экономист Майкопнефтекомбината (1938—1946); старший инженер управления Главнефтекадры (1946—1957); старший инженер отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана РСФСР (1957—1958); старший инженер Главгеологии РСФСР (1958—1960); старший экономист отдела экономики и раз­ вития нефтяной и газовой промышленности Госэкономсовета

СССР (1960—1963); эксперт отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана СССР (1963—1971).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

Брецкий Юрий Петрович (1937 г. рожд.)

Помощник бурильщика буровой бригады Шаимской НРЭ (1962—1971); слесарь-плотник, помощник бурильщика, бу­ рильщик по капитальному ремонту скважин, оператор по

6-500

81

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

подготовке скважин к капитальному и подземному ремон­ там УПНПиКРС ПО «Урайнефтегаз» (1971 —наст. время).

Бройде Исаак Меерович (1909 г. рожд.)

Киевский финансово-экономический институт, 1931 г., канд. экономических наук.

Начальник финансового отдела Главснаба, Наркомнефти, Минюжзападнефти (1938—1949); начальник Финансового управления Миннефтепрома (1949—1957); начальник финан­ сового отдела Татарского СНХ (1957—1958); руководитель лаборатории ВНИИОЭНГ, Московского нефтяного институ­ та им. И. М. Губкина (1966—1986).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина, Почетный нефтяник.

Брунько Валентин Семенович (1927 г. рожд.)

Буровой рабочий, бурильщик, буровой мастер Минусинской НРЭ, начальник Быстрянского участка Минусинской КРБ, начальник буровой Переславской и Центральной НРЭ тре­ ста «Ярославнефтегазразведка» (1949 — наст. время).

Имеет орден СССР.

Бугаев Григорий Артемович (1902—1995 гг.)

В нефтяной промышленности начал работать с 1932 г. Вер­ ховой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер конторы бурения треста «Бугурусланнефть» объеди­ нения «Оренбургнефть» (1938—1957).

Имеет орден Ленина, медали СССР, отраслевые награды.

Бугаенко Анатолий Александрович (1937 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1965 г. Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, глав­ ный технолог, главный инженер конторы бурения, начальник РИТС Ахтырского УБР (1958—1978); начальник Майкоп­ ского УБР (1978—1981); зам. генерального директора по бу­ рению АО «Краснодарнефтегаз» (1981 —1993); загранкоман­ дировка во Вьетнам (1993 — наст. время).

Имеет орден СССР.

Бугай Иван Филиппович (1938 г. рожд.)

Краснодарский нефтяной техникум, 1957 г., Жирновский нефтяной техникум, 1971 г.

82

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дизелист, бурильщик, буровой мастер, инженер-технолог Медведицкой КРБ треста «Волгограднефтегазразведка» объединения «Нижневолжскнефть» (1957—1965); работа бурильщиком в Индии (1965—1967); старший инженер, зам. главного инженера по технике безопасности, буровой мастер, председатель профкома Жирновского УБР объединения «Нижневолжскнефть», управления «Нижневолжскбурнефть» АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1967 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Минтоп­ энерго РФ.

Бугров Борис Семенович (1939 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1962 г.

Оператор по добыче нефти, мастер участка объединения «Сахалиннефть» (1962—1965); старший инженер нефтепере­ качивающей станции «Клин» (1965—1975); инженер по экс­ плуатации, начальник нефтеперекачивающей станции «Ростовка» Куйбышевского управления нефтепровода «Дружба» (1975 — наст. время).

Буданова Вера Никитична (1922—1995 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1949 г.

Помощник мастера бригады, начальник отдела, старший ин­ женер— зам. заведующего Южно-Охинского нефтепромысла, и.о. заведующего нефтепромыслом, и.о. начальника отдела добычи, старший инженер отдела объединения «Сахалиннефть», инженер-экономист, начальник нормативно-исследо­ вательской станции объединения «Сахалиннефть» (1949— 1969); старший инженер отдела, и.о. начальника отдела, ведущий инженер Управления организации труда, зарплаты и рабочих кадров Миннефтепрома СССР (1969—1982).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Будылин Владимир Михайлович (1922 г. рожд.)

Гурьевский нефтяной техникум, 1950 г. Участник Великой Отечественной войны.

Машинист-дизелист, оператор, диспетчер Гурьевской нефтепроводной конторы (1947—1948), инженер Гурьевского то­ варно-транспортного управления (1948—1952); старший дис­ петчер, технорук, начальник цеха Татарского товарно-транс­ портного управления (1952—1957), начальник Ромашкин-

6 *

83

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ского (1957—1958), Горьковского (1958—1964), Рязанского (1964—1984) районных нефтепроводных управлений, инже­ нер Рязанского районного нефтепроводного управления АООТ «Верхневолжские магистральные нефтепроводы» (1984—1995).

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны II степени, ордена СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Бузилов Геннадий Яковлевич (1938 г. рожд.)

Дрогобычский нефтяной техникум, 1971 г.

Помощник бурильщика, бурильщик Ярцевской нефтеразвед­ ки (1957—1966); бурильщик конторы бурения № 2 разведоч­ ного треста буровых работ объединения «Белоруснефть» (1966—1968); командир пункта, командир взвода Белорус­ ского военизированного отряда по предупреждению возник­ новения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонта­ нов (1968 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Булгаков Ришад Тимиргалиевич (1931 — 1989 гг.)

Московский нефтяной институт, 1954 г., канд. техн. наук. Герой Социалистического труда.

И.о. мастера, заведующий нефтеперекачкой Карабашского товарного парка, заведующий Ромашкинской нефтеперекач­ кой, инженер, зам. заведующего нефтепромыслом НПУ «Бугульманефть», НПУ «Лениногорскнефть», начальник НГДУ «Альметьевнефть» объединения «Татнефть» (1954—1972); директор ТатНИПИнефть, главный инженер — зам. началь­ ника объединения, генеральный директор объединения «Тат­ нефть» (1972—1980); начальник Главтюменнефтегаза (1980— 1983); зам. начальника Отдела нефтяной, газовой и угольной, промышленности Госплана СССР (1983—1989).

Имеет ордена и медали СССР, среди них два ордена Лени­ на, отраслевые награды.

Буланкова Анна Яковлевна (1924 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1949 г.

Инженер, старший инженер Башкирского территориально-

84

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

транспортного управления Главнефтеснаба РСФСР (1949— 1953); старший инженер, начальник производственно-техни­ ческого отдела треста «Бавлынефть» (1953—1957); инженер отдела капитального строительства Татарского СНХ (1957— 1958); инженер отдела управления «Туймазанефть» (1958— 1960); старший инженер отдела капитального строительства Тюменского СНХ (1960—1963); старший инженер, начальник отдела капитального строительства Средневолжского СНХ (1963—1966); старший инженер отдела капитального строи­ тельства Мингазпрома (1966—1967); главный технолог Управления Главнефтедобыча Северо-Восточных районов Миннефтепрома (1967—1970); главный технолог техниче­ ского отдела (1970—1975); начальник отдела перспективно­ го развития объектов нефтепроводного транспорта Главтранснефти (1975—1982).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Булаткин Илья Константинович (1927 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1957 г.

Оператор по добыче нефти, геолог цеха ПКРС, старший гео­ лог нефтепромысла, главный геолог Жирновского НПУ ПО «Нижневолжскнефть» (1957— 1987).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Булатов Анатолий Иванович (1931 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г., докт. техн. наук, профессор.

Помощник бурильщика, бурильщик Грозненской конторы разведочного бурения объединения «Грознефть», инженер, старш. научный сотрудник ГрозНИИ, зам. директора Крас­ нодарского филиала ВНИИ, ВНИИКРнефть, директор ВНИИКРнефть, генеральный директор НПО «Бурение» (1954—1994).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный изобретатель РСФСР, Заслуженный деятель науки И техники РСФСР, лауреат премии им. акад. И. М. Губки­ на, лауреат премии СМ СССР, Почетный нефтяник.

Булычев Василий Федорович (1932 г. рожд.)

Волгоградский нефтяной техникум, 1958 г.

Старший дизелист, старший механик головной насосной

85

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

станции Медведицкого районного нефтепроводного управле­ ния (1958—1962); старший инженер, начальник Жирновской нефтеперекачивающей станции АООТ «Приволжские маги­ стральные нефтепроводы» (1962 — наст. время).

Имеет медаль СССР, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Булыщенко Федор Иванович (1925 г. рожд.)

Трудовую деятельность начал в 1940 г. на Брянском ремонт­ ном заводе; служба в армии (1942—1944); слесарь НПУ «Горскнефть» объединения «Грознефть» (1951 —1956); опе­ ратор по добыче нефти и газа Ставропольского НГДУ объ­ единения «Ставропольнефтегаз» (1956—1986).

Имеет отраслевые награды.

Бурдынь Текла Ансовна (1921 г. рожд.)

Московский Государственный университет, 1944 г., канд. техн. наук.

Мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник, руково­ дитель группы ВНИИнефть (1945—1986).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Буреев Николай Александрович (1934 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1958 г. Помощник бурильщика, оператор по добыче нефти, старший инженер, заведующий нефтепромыслом, начальник Районной, затем Центральной инженерно-технологической службы (РИТС, ЦИТС), зам. начальника ЦИТС НГДУ «Бугурусланнефть» объединения (АО) «Оренбургнефть» (1958 — наст. время).

Имеет орден, медаль СССР, отраслевые награды.

Буров Николай Алексеевич (1925 г. рожд.)

Саратовский институт механизации и электрификации сель­ ского хозяйства, 1956 г.

Участник Великой Отечественной войны.

Инженер-электрик, старший инженер, начальник электро­ монтажного цеха НПУ «Альметьевнефть» (1956—1963); глав­ ный энергетик НПУ «Елховнефть» (1963—1965); главный энергетик объединения «Оренбургнефть» (1965—1985). Пред­

­­

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

седатель Совета ветеранов объединения (АО) «Оренбургнефть» (1985 — наст. время).

Имеет орден Отечественной войны II степени, ордена и ме­ дали СССР, отраслевые награды.

Бурназаки Михаил Георгиевич (1939 г. рожд.)

Новосибирский геологоразведочный техникум, 1960 г. Старший техник-взрывник геологоразведочной экспедиции, сейсмопартии (1960—1974); старший инженер, зам. главного инженера по технике безопасности Лабытнангской экспеди- ционно-комплектовочной базы (1974—1992); инженер по по­ жарной безопасности АООТ «Ямалгеофизика» (1992 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Бурченков Лев Филиппович (1931 г. рожд.).

Московский финансовый институт, 1955 г. Инженер-экономист, старший инженер, зам. начальника, на­ чальник отдела ПЭУ предприятий Мингео РСФСР (1955— 1971); начальник отдела Главного технического управления, Главного научно-технического управления Миннефтепрома

СССР (1971 — 1991); зам. директора Департамента научнотехнического развития ГП «Роснефть» (1991 —наст. время). Имеет отраслевые награды.

Бусырев Анатолий Павлович (1924 г. рожд.)

Оператор по добыче нефти и газа в НГДУ «Краснокамскнефть» (1951 — 1979).

Имеет ордена СССР.

Бутин Антон Иванович (1932—1985 гг.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Помощник бурильщика, буровой мастер, старший инженер участка бурения Жирновскои конторы бурения Жирновского НПУ, старший инженер отдела бурения Жирновского НПУ (1955—1964); начальник ПТО, главный инженер Медведицкой конторы бурения треста «Жирновскнефтегазразведка» (1964—1966); главный технолог Жирновского УБР объеди­ нения «Нижневолжскнефть» (1966—1972); начальник техно­ логического отдела объединения «Нижневолжскнефть»

87

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1972—1975); главный технолог, главный инженер Волго­ градской конторы бурения объединения «Нижневолжскнефть», контракта в Сирии (1975—1984); главный технолог Волгоградской конторы бурения объединения «Прикаспийбурнефть» (1984—1985).

Имеет отраслевые награды.

Бухаленко Егор Иванович (1929 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1952 г. Старший механик, главный механик НПУ «Кировнефть», НПУ «Сиазаньнефть» объединения «Азнефть» (1952—1960); старший инженер, руководитель группы, главный инженер проекта «Гипромориефть» (1960—1966); главный конструк­ тор, начальник отдела, зам. начальника Главного управления по добыче нефти и газа Миннефтепрома (1966—1989); зам. председателя концерна «Нефтегазмаш» (1990—1993); инже­ нер Главного управления по добыче нефти и газа нефтяной компании «ЛУКойл» (1993 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды. Лауреат премии Совета Министров СССР.

Бучин Александр Николаевич (1924 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г., канд. экономических

наук.

Участник Великой Отечественной войны.

Старш. научный сотрудник, руководитель лаборатории ВНИИнефть (1954—1964); советник отдела, и.о. советникаруководителя группы в отделе топлива и сырья секретариата СЭВ (1964—1992); ведущий научный сотрудник ВНИИнефть (1992—1993).

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны II степени, медаль СССР.

Бушмакин Виктор Васильевич (1936 г. рожд.)

Пермский государственный университет, 1976 г.

Помощник бурильщика, старший инженер, начальник отдела УБР, начальник отдела объединения «Пермнефть» (1955— 1986); зам. начальника Финансового, Главного экономического управления Миннефтепрома СССР (1986—1991); зам. директора Департамента экономики, директор Департамента финансов ГП «Роснефть» (1992 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

88

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Бушуев Александр Сергеевич (1932 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1955 г.

Инженер-геолог, начальник геоморфологической партии, главный геолог треста, главный геолог экспедиции, главный геолог партии интерпретации геофизических материалов «Геоцентра» ГГП «Печорагеофизика» (1955 —наст. время). Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный геолог РСФСР, Заслуженный работник народного хозяйства Коми АССР.

Буяновский Наум Ильич (1914—1976 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1937 г., канд. техн. наук.

Техник, инжнер, начальник цеха завода Мясникова, главный механик СКБ объединения Азнефть (1937—1942); главный инженер объединения Пермнефть (1942—1944); начальник отдела, начальник сектора, зам. начальника Упрнефтедобычи Миннефтепрома (1946—1957, 1965—1968); начальник сектора ВНИИБТ, главный специалист, начальник подотде­ ла Госплана РСФСР (1957—1959, 1959—1965); доцент Мос­ ковского нефтяного института (1968—1974); заведующий лабораторией ВНИИОЭНГ (1974—1976).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, лауреат Государ­ ственной премии, Заслуженный изобретатель РСФСР, СССР.

Быков Анатолий Дмитриевич (1939 г. рожд.)

Саратовский политехнический институт, 1969 г.

Технолог, зам. директора ремонтно-механического завода, зам. начальника базы производственного обслуживания, главный механик Степновского УБР, главный механик, зам. генерального директора объединения «Саратовнефтегаз» (1960—1986); начальник, первый зам. начальника Главного управления материально-технического обеспечения (МТО), зам. министра — начальник отдела МТО Миннефтепрома, вице-президент корпорации «Роснефтегаз» (1986—1992); ра­ бота в США (1993 —наст. время).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Быков Николай Евгеньевич (1925 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., канд. геолого-мнне- ралогических наук.

89

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Участник Великой Отечественной войны.

Инженер-геолог, начальник партии, старш. научный сотруд­ ник, руководитель лаборатории, начальник отдела, ведущий научный сотрудник ВНИИнефть (1952—1994); советник ге­ нерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 —наст. время).

Имеет боевые награды, медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленно­ сти РСФСР, Почетный нефтяник.

Быков Иван Михайлович (1923—1991 гг.)

Сызранский нефтяной техникум, 1948 г. Участник Великой Отечественной войны.

Помощник бурильщика, бурильщик, начальник участка бу­ рения, зам. директора, главный инженер Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1948—1978).

Имеет боевые награды, орден Ленина, медаль СССР, отрас­ левые награды.

Быстрицкий Григорий Александрович (1946 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1969 г. Инженер-геофизик, начальник отряда, начальник партии, главный геофизик камеральной партии, начальник экспеди­ ции, первый зам. генерального директора — директор по внешним связям ГГП «Ямалгеофизика» (1969—1994); пред­ седатель правления — президент АООТ «Ямалгеофизика» (1994 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Быстрицкая Людмила Ивановна (1951 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1980 г.

Техник Лабытнангской дирекции строящихся газопроводов Мингазпрома СССР (1970—1973); старший техник-геофизик, геофизик, старший геофизик, ведущий геофизик, начальник ПТО экспедиции, начальник отдела дирекции, директор по внешним связям АООТ «Ямалгеофизика» (1973 —наст. вре­ мя).

Вайнер Исай Яковлевич (1908—1992 гг.)

Московский нефтяной институт, 1933 г.

Работа в Московском нефтяном институте (1931 — 1935);

90

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зам. управляющего трестом «Прикамнефть», директор Краснокамского нефтепромысла (1935-1937); зам. директора директор конторы бурения треста «Азнефтеразведка», на­ чальник планового отдела объединения «Азнефть» треста «Кировнефть» (1937—1941); зам. директора СМК, директор геолого-поисковой конторы, зам. начальника объединения «Башнефть», управляющий трестом «Башвостокнефтеразведка» (1941 -1950); зам. начальника объединения «Татнефть» (1950—1956); начальник материально-технического снабже­ ния Главгаза СССР, начальник отдела, член Совета Татар­ ского СНХ, начальник отдела ВНИИБТ (1956—1960); глав­ ный специалист отдела нефтяной промышленности Госплана

СССР, СНХ СССР, Госнефтекомитета, зам. директора по научной работе ВНИИБТ (1960-1966); главный специалист эксперт отдела Госплана СССР (1966—1982).

Имеет ордена и медали СССР, Заслуженный деятель науки и техники Татарской АССР.

Валиханов Агзам Валиханович (1927 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1953 г., канд. техн. наук. Герой Социалистического труда.

Буровой мастер, начальник участка, старший инженер про­ мысла НПУ «Бугульманефть», заведующий нефтепромыслом, главный инженер НПУ «Азнакаевнефть», начальник НПУ «Елховнефть», «Альметьевнефть», начальник объединения «Татнефть» (1953—1977); зам. министра нефтяной промыш­ ленности (1977—1985); директор ВНИИОЭНГ (1985—1987); научно-технический руководитель АО «Энергосбережение», вице-президент АО «Нордвест», ведущий научный сотрудник НПО «Промгаз» (1990 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, среди них два ордена Ленина, отраслевые награды. Почетный нефтяник, Заслуженный неф­ тяник Татарской АССР.

Ваняшин Виктор Андреевич (1938 г. рожд.)

Сахалинский нефтяной техникум, 1976 г.

Бурильщик нефтепромысла объединения «Сахалиннефть» (1965—1970); оператор по исследованию скважин (1970— 1973); респираторщик, командир отделения, районный инже­ нер, помощник командира Сахалинского военизированного отряда (1973—1982); командир Сахалинского военизирован­ ного отряда (1982 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

91

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Варапаев Иван Федорович (1943 г. рожд.)

Новочеркасский геолого-разведочный техникум, 1962 г. Помощник бурильщика треста «Дальнефтеразведка», меха­ ник, зам. начальника цеха Северо-Сахалинского УБР (1962— 1975); инженер, начальник смены, зам. начальника базы производственного обслуживания (БПО) Холмогорского УБР, главный механик Сургутской вышкомонтажной конторы, на­ чальник БПО Бирской экспедиции, зам. начальника ССУ-1, старший мастер, механик, ведущий технолог НГДУ «Сургутнефть», начальник отдела материально-технического снабже­ ния треста «Сургутнефтеспецстрой» (1975 — наст. время). Имеет отраслевые награды.

Вартанова Лидия Ивановна (1938 г. рожд.)

Московский финансовый институт, 1962 г.

Экономист, ведущий инженер, начальник отдела Финансово­ го, Главного экономического управления Мнннефтепрома

СССР (1965—1991); главный экономист Департамента эко­ номики, начальник отдела, заместитель директора Департа­ мента финансов ГП «Роснефть» (1991—наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Вартанов Врам Гайказович (1919 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1950 г., канд. техн. наук.

Служба в Советской Армии, участие в ВОВ (1941 — 1946); секретарь Ворошиловского РКЛКСМ АзССР (1946—1949); мастер, помощник заведующего, главный инженер, заведую­ щий промыслом, начальник отдела добычи нефти треста «Ле­ ииннефть» объединения «Азнефть» (1949—1955); консультант по вопросам добычи нефти в Китае (1955—1957); заведую-

щий промыслом, начальник отдела

НПУ «Лениннефть»

(19о/ —1966); главный технолог отдела

Управления внешних

сношении Миннефтепрома, начальник отдела ВО «Зарубежнефть» (1966—1973); эксперт-руководитель бюро по нефтя­

ным вопросам аппарата советника

в Ираке (1973—1975);

зам. начальника ВО «Зарубежнефть»

(1976-1980); работа

во ВНИИОЭНГ (1980—1990)

 

Имеет воинские награды СССР и отраслевые. Почетный неф-

92

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Васильев Андрей Ефремович (1907—1975 гг.)

Герой Социалистического Труда.

В нефтяной промышленности начал работать с 1936 г. на промыслах Баку. Бурильщик, буровой мастер конторы буре­ ния № 3 треста «Первомайбурнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1942—1962).

Имеет два ордена Ленина, медали СССР, отраслевые награ­ ды.

Васильев Александр Николаевич (1939 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1962 г. Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, началь­ ник смены, начальник Районной инженерно-технологической службы, начальник отдела Отрадненского УБР объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1963 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, серебря­ ную медаль ВДНХ, Почетный нефтяник.

Васильев Павел Степанович (1906—1991 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1932 г.

Чертежник, десятник, техник Вознесенских промыслов им. Артема, инженер участка, старший инженер промысла, по­ мощник главного инженера Октябрьского района объедине­ ния «Грознефть» (1927—1937); старший преподаватель института хозяйственников и повышения квалификации ИТР Наркомнефти, г. Грозный (1937—1940); начальник монтаж­ ной группы Главнефтестроя СССР (1940—1941); служба в армии (1941 — 1946); главный инженер, управляющий треста­ ми «Октябрьнефть», «Горскнефть», «Ташкаланефть» объеди­ нения «Грознефть» (1946—1952); начальник нефтепромысло­ вого управления «Бугульманефть» (1952—1960); главный инженер Управления нефтяной промышленности Татарского

СНХ (1960—1963), объединения

«Татнефть»

(1963—1965);

зам. начальника

управления, одновременно— начальник от­

дела разработки

месторождений

Управления

по Сибири и

Дальнему Востоку Главного управления нефтяной и газовой промышленности СНХ РСФСР (1965—1965); главный спе­ циалист по размещению нефтяного производства отдела неф­ тяной и газовой промышленности Госплана СССР (1965— 1977).

93

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена, в том числе орден Ленина, и медали СССР,

отраслевые награды, лауреат Ленинской премии, Почетный нефтяник.

Васильев Александр Алексеевич (1904—1971 гг.)

Начальник конторы бурения объединения «Азнефть» (1924— 1941); начальник конторы бурения, начальник объединения «Куйбышевнефть» (1941 — 1945); зам. начальника объедине­ ния «Краснодарнефтегаз» (1945—1951); главный технолог Мингазпрома (1951 — 1969).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе два ордена Ленина, Почетный нефтяник, Заслуженный работник нефтя­ ной и газовой промышленности РСФСР.

Васильев Анатолий Ильич (1935 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1958 г.

Оператор, инженер НПУ «Туймазанефть», старший инженер, начальник отдела, зам. генерального директора объединения Башнефть (1958—1987); секретарь ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности (1987—1990); зам. на­ чальника Управления кадров, зам. директора, директор Де­ партамента кадров Миннефтепрома, Роснебтегаза ГП «Рос­ нефть» (1990 —наст. время). ' Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу-

женный работник нефтяной н газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Васильев Владимир Михайлович (1903—1981 гг.)

Пермский Государственный университет 1924 г Директор Пермского нефтяного техникума (1938—1963). Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Васильевский Сергей Сергеевич (1918—1990 гг.)

Московский нефтяной институт, 1941 г.

Старший инженер цеха бурения промысла «Казахстаннефть»

(1941 - 1946); начальник

цеха бурения промысла «Татнефть»

(1946-1948); главный инженер

треста

«Бугурусланнефть»

(1948-1950); главный инженер

треста

54 МНР

(1950—

1952); начальник

производственно-технического

отдела

Союзнефтегазразведки

(1952-1953); старший инженер Уп-

94

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

равления добычи Миннефтепрома СССР (1953—1957); зам. начальника производственно-технического отдела объедине­ ния «Сахалнннефть» (1957—1959); главный специалист по бурению Управления геологии РСФСР (1959—1964); глав­ ный специалист Управления по бурению Госплана СССР

(1964—1965); главный специалист, главный технолог, на­ чальник отдела Управления по бурению (1965—1975), Тех­ нического управления (1975—1979) Миннефтепрома СССР;

эксперт Мингео РСФСР (1979—1989).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Васильевский Владимир Николаевич (1928 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г., канд. техн. наук.

Начальник партии, руководитель лаборатории ВНИИнефть

(1951—1986).

Имеет орден и медали СССР, в том числе две золотые и три серебряные медали ВДНХ, отраслевые награды, Почетный

нефтяник, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Вассерман Бернгард Яковлевич (1925 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г.

Геолог, старший геолог ГПК треста «Войвожнефтегазразведка» Ухтинского территориального геологического управления (1951 — 1966); главный геолог ПГО «Ухтанефтегазгеология»

(1966—1981).

Имеет ордена и медаль СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники

Коми АССР, Заслуженный геолог РСФСР.

Вахитов Акмал Гильфанович (1900—1957 гг.)

Герой Социалистического труда.

Помощник бурильщика, тормозчик, буровой рабочий треста «Старогрознефть» (1923—1930); оператор в тресте «Башнефть» (1930—1937); мастер по подземному ремонту сква­ жин в тресте «Комнефть» (1937—1939); старший мастер по подземному ремонту скважин, сменный помощник, заведую­ щий промыслом № 2 и № 3 треста «Ишимбайнефть» (1939— 1957).

Имеет орден Ленина и медали СССР.

95

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ващук Владимир Иосифович (1926 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1955 г.

Техник, директор конторы бурения, зам. управляющего тре­ стом «Ставропольнефть» (1947—1955); начальник Китчанской нефтеразведки, старший инженер, начальник вышко­ монтажного цеха Северо-Якутской НРЭ (1955—1964); на­ чальник ремонтно-технической базы Сургутской НРЭ, зам. управляющего трестом «Сургутбурнефть», зам. начальника УБР-1, УБР-2 ПО «Сургутнефтегаз» (1964—1988).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Ващенко Василий Федорович (1913 г. рожд.)

Ленинградский строительный техникум, 1933 г. Участник Великой Отечественной войны.

Мастер, прораб, начальник строительного управления (СУ), главный инженер треста «Грознефтезаводстрой» (1933 1941); начальник Строительно-монтажного управления (СМУ) треста «Малгобекнефть» (1941); инженер СМУ«Малгобекнефть», начальник СМУ треста «Туймазанефть» (1943— 1961); начальник Верхневолжского СУ (1961 — 1965), началь­ ник СУ «Мосгазпроводстрой» (1965—1966); зам. начальника объединения «Белоруснефть» (1966—1968); зам. начальника Гомельского отдела УкргипроНИИнефть (1968—1980). Имеет ордена Славы I и II степеней, другие боевые награ­ ды, медали СССР, отраслевые награды, Почетный строитель.

Вдовий Герасим Александрович (1939 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1962 г.

Инженер, старший инженер, руководитель группы, главный инженер Гипротрубопровода (1962 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Вдовина Нина Федоровна (1913—1983 гг.)

Московский нефтяной институт, 1938 г.

Руководитель группы, старший инженер Главнефтедобычи Волжских районов Наркомнефти, зам. начальника планового отдела Куйбышевнефтекомбината (1938—1946); начальник сектора, отдела Управления руководящих кадров Министер­ ства нефтяной промышленности восточных районов (1946—

96

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1949); начальник отдела Управления руководящих кадров Миннефтепрома СССР (1949-1957); старший инженер Гос­ плана РСФСР, Главнефтеснаба РСФСР (1957—1965); стар­ ший инженер, зам. начальника отдела Главного плановоэкономического управления Миннефтепрома СССР (1965— 1983).

Имеет отраслевые награды.

Ведьгун Александр Маркович (1939 г. рожд.)

Дрогобычскнй нефтяной техникум, 1975 г.

Моторист комплексной партии Речицкой геофизической экс­ педиции (1966—1967); моторист, инженер Тампонажного управления объединения «Белоруснефть» (1967 —наст. вре­ мя).

Участник ликвидации последствий аварии на Чернобыльской АЭС.

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

Везиров Сулейман Азадович (1910—1973 гг.)

Герой Социалистического труда.

Главный инженер, начальник Азнефтекомбината (1942— 1946); начальник Главюжзападнефтедобычи (1946—1949); начальник объединения «Туркменнефть» (1949—1954); Ми­ нистр нефтяной промышленности Аз ССР (1954—1958); зам. Председателя, Председатель СМ Аз. ССР (1958—1973).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Лауреат Государственной премии, Заслуженный деятель науки и тех­ ники Аз. ССР.

Верховский Руслан Васильевич (1938—1992 гг.)

Новочеркасский политехнический институт, 1960 г., Куйбы­ шевский инженерно-строительный институт, 1967 г.

Мастер строительного участка, инженер, начальник строи­ тельного участка, главный инженер строительно-монтажной конторы «Оренбургнефтегазразведка» (1960—1968); зам. начальника НГДУ «Бутурусланнефть» (1968—1971); управ­ ляющий трестом «Оренбургнефтестрой» (1971—1977); зам. генерального директора, начальник отдела объединения «Оренбургнефть» (1977—1992).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

7—500

97

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ветчинкин Владимир Эллиевич (1936 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1960 г.

Старший техник Амурской экспедиции, геолог, старший гео­ лог, геофизик-интерпретатор, начальник полевой партии в Камском филиале ВНИГНИ (1961 — 1986); заведующий сек­ тором в КамНИИКИГС ГНПП «Недра» (1986 —наст. вре­ мя).

Имеет медаль СССР.

Ветцель Антонина Артуровна (1949 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1978 г. Лаборант-коллектор, инженер конторы разведочного буре­ ния треста «Первомайбурнефть», Отрадненского УБР объеди­ нения «Куйбышевнефть» (1966—1974); старший инженер Вышкомонтажного управления № 1 Главтюменнефтегаза (1974—1980); начальник отдела БПТО и КО, старший инже­ нер объединения «Нижневартовскнефтегаз» (1980—1988); технолог, ведущий инженер, зам. начальника отдела АООТ «Черногорнефть» (1988 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Ветцель Артур Данилович (1925 г. рожд.)

Вышкомонтажник, бригадир вышкомонтажников Отрадненского Управления буровых работ объединения «Куйбышев­ нефть» (1943—1980).

Имеет орден Ленина, другие ордена СССР, отраслевые на­ грады, Почетный нефтяник.

Вигант Хилма Егоровна (1936 г. рожд.)

Лаборант, оператор, техник-лаборант, помощник оператора лимитной группы Тюменской перевалочной нефтебазы Главнефтеснаба РСФСР (1953—1966), техник по качеству неф­ ти, старший лаборант нефтеперекачивающей станции «Тю­ мень» Тюменского управления магистральных нефтепроводов АООТ «Сибнефтепровод» (1966 — наст. время).

Имеет ордена, в том числе орден Трудовой Славы Ш сте­ пени, и медаль СССР.

Викторов Валентин Иванович (1946 г. рожд.)

Ухтинский горно-нефтяной техникум, 1966 г.

Оператор, старший инженер РИДС, зам. начальника управ-

98

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ленйя по добыче нефти, мастер, зам. начальника ЦППН НГДУ «Шаимнефть» (1966—1995).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Вильданов Тимирбулат Миниханович (1928 г. рожд.)

Герой Социалистического труда.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер конторы бурения № 1 треста «Туймазабурнефть» (1946—1950, 1955— 1983); бурильщик Уфимского филиала ЦНИИ механизации труда (1950—1951); инженер-технолог, бурильщик, комплек­ товщик Уфимского УБР АНК «Башнефть» (1983—1994).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе два ордена Ле­ нина, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Виленчик Моисей Исаевич (1905—1982 гг.)

Заведующий химической лаборатории треста «Прикамнефть» (1934—1942); директор Центральной научно-исследователь­ ской лаборатории «Молотовнефтекомбината» (1942—1950); директор Геологопоисковой конторы ОАО «Пермнефть» (1950—1965).

Имеет медаль СССР.

Викторин Владимир Дмитриевич (1932 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1956 г., канд. геолого-мине­

ралогических наук.

Техник, геолог, старший геолог, зам. главного геолога, на­ чальник бюро по разработке нефтяных и газовых месторож­ дений НПУ «Кинельнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1956—1963); старший геолог (1963—1965), начальник от­ дела по разработке нефтяных и газовых месторождений объединения «Пермнефть» (1965—1993).

Имеет орден и медаль СССР.

Викторов Петр Филиппович (1935 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1959 г.

Оператор, геолог, старший геолог ЦКРС, начальник отдела НГДУ «Арланнефть» (1959—1970); главный геолог НГДУ

7*

99

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Краснохолмскнефть» (1970—1983); консультант на Кубе (1983—1985); главный геолог, старший геолог, зам. гене­ рального директора ПО «Башнефть» (1986 — наст. время). Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный геолог Республики Башкорто­ стан.

Виклейн Отто Конрадович (1926 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1956 г.

Слесарь, оператор, старший инженер нефтепромысла, началь­ ник ПТО, главный инженер, начальник Жирновского НГДУ ПО «Нижневолжскнефть» (1956—1986).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной промышленности РСФСР, Почетный неф­ тяник.

Виссарионова Антонина Яковлевна (1911 1977 гг.)

Уральский горный институт, 1934 г., докт. геолого-минерало­ гических наук, профессор.

Работа в ЦНИЛ ПО «Башнефть», палентолог, заведующая отделом, зам. директора, заведующая лабораторией БашНИПИнефть (1934—1977).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР.

Витугин Петр Иванович (1900—1968 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1936 г. Работа на промыслах треста «Туймазанефть» (1942-1952); главный геолог НГДУ «Октябрьскнефть» (1952-1966). Имеет орден и медали СССР.

Вишнякова Татьяна Семеновна (1940 г. рожд.)

Ученик машиниста, помощник машиниста, оператор, слесарь, оператор технологических установок НГДУ «Шаимнефть» (1966—1995).

Имеет медаль СССР.

Власенко Николай Георгиевич (1933 г. рожд.)

Слесарь СУ-5, СМУ-9 треста № 1 Главгаза СССР, участка сантехработ треста № 2 управления «Союзгазпромстрой»

100

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1962—1966); кочегар, слесарь линейной производственнодиспетчерской станции «Унеча» Гомельского (1967—1992) Брянского (1992—1993) управления нефтепровода «Друж­ ба».

Имеет орден СССР.

Власкин Сергей Петрович (1940 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1965 г.

Работа на предприятиях объединения «Удмуртгеология» (1965—1966); инженер, начальник ПТО Боткинской НГРЭ (1966—1984); главный технолог объединения «Удмуртгеоло­ гия» (1984 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Власюк Дмитрий Кондратьевич (1934—1995 гг.)

Дрогобычинский нефтяной техникум, 1953 г.

Оператор по добыче нефти, мастер, старший мастер ПРС (1953—1960); начальник цеха добычи нефти и газа НГДУ «Кунгурнефть» объединения «Пермнефть» (1960—1994)

Имеет ордена СССР.

Вовченко Иван Иванович (1908—1966 г.)

Грозненский нефтяной институт, 1932 г.

Работа на промыслах Туркмении (1932—1937); работа в Башкирии (1937—1950); главный инженер треста «Туймазанефть» (1950—1955); работа в Румынии и Венгрии (1955— 1956); начальник НГДУ «Октябрьскнефть» объединения

«Башнефть» (1958—1966). Имеет ордена и медали СССР.

Воинов Виктор Викторович (1911 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1940 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Геолог Гаурданской партии Туркменского геологического управления, начальник Буланского геологического отряда, старший геолог, начальник Аму-Дарьинской партии (1940— 1947); старший геолог группы, старший инженер, и.о. на­ чальника Центральной геологической экспедиции Мингеологии СССР (1947—1948); старш. научный сотрудник, ассис­ тент в Московском нефтяном институте (1948—1954); старш научный сотрудник ВНИИнефть (1954—1986).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

101

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Волик Алексей Лукич (1921 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1941 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инженер, старший инженер по бурению, начальник ПТО, главный инженер конторы бурения треста «Хадыженнефть»; старший инженер, начальник отдела бурения (1945—1903), зам. генерального директора по бурению объединения «Краснодарнефтегаз» (1963—1981).

Имеет ордена, в том числе два ордена Отечественной войны II степени, и медали СССР, лауреат Ленинской премии, Почетный нефтяник, Заслуженный рационализатор.

Волков Борис Петрович (1945 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1975 г. Помощник бурильщика конторы разведочного бурения тре­ ста «Куйбышевнефтеразведка», Отрадненского УБР № 1 объединения «Куйбышевнефть» (1963—1973); бурильщик, бу­ ровой мастер, секретарь парткома, начальник Центральной инженерно-технологической службы, главный инженер Ниж­ невартовского УБР (1973—1983); начальник Мегионского УБР (1983—1985); секретарь парткома объединения «Нижневартовскнефтегаз», зам. генерального директора по произ­

водству (1985—1989);

генеральный директор, президент

АООТ «Черногорнефть»

(1989 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности России.

Волков Михаил Николаевич (1927 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1966 г.

Старший коллектор в геологоразведочных партиях ЮжноСахалинского отделения ВНИГРИ (1948—1957)- оператор, начальник партии геофизической конторы в Татарстане, на­ чальник Оренбургского ГУ, начальник геофизической экспе­ диции (1957-1980); генеральный директор ГГП «Печорагеофизика» (1980—1988).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный гео­

­­­ ­­­­­­

Волков Василий Тимофеевич (1937 г. рожд.)

Вышкомаонтажник, моторист в объединении «Сахалиннефть» (1959-1965); моторист цементировочного агрегата Сургут102

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ской конторы бурения, тампонажной конторы, тампонажного управления АО «Сургутнефтегаз» (1965 — наст. время). Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Волков Михаил Алексеевич (1928 г. рожд.)

Гомельское радиотехническое училище войск ПВО страны, 1952 г.

Радиотехник, начальник отряда, старший инженер-геофизик, наладчик геофизической аппаратуры объединения «Ямалгеофизика» (1959—1986).

Имеет медали СССР.

Волкова Валентина Ивановна (1930—1994 гг.)

Московский нефтяной институт, 1953 г.

Инженер-экономист Волгограднефтеразведки (1953—1956); инженер Управления комплектования и материально-техни­ ческого снабжения Главгаза СССР (1956—1962); старший экономист отдела ВНИИБТ, старший научный сотрудник ВНИИОЭНГ (1962—1969); старший инженер-экономист, ве­ дущий инженер, начальник отдела Главного планово-эконо­ мического управления Миннефтепрома СССР (1969—1989). Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Волков Николай Павлович (1932 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1954 г.

Старший инженер, главный механик, директор Миннибаевского газоперерабатывающего завода, главный инженер, уп­ равляющий трестом «Татнефтегаз» объединения «Татнефть» (1954—1972); главный инженер —зам. начальника Главного управления «Главнефтегазпереработка», главный инженер, начальник ВПО «Союзнефтегазпереработка» (1972—1986); зам. начальника Главного управления по снабжению и ком­ плектации Главного управления по снабжению, начальник отдела «Нефтегазснаб» (1986—1992); директор по переработ­ ке нефти и газа ТОО «Морион» (1992—1994); генеральный директор АО «РИТЭК-Внедрение» Российской инновацион­ ной топливно-энергетической компании (1994 —наст. время). Имеет орден, медали СССР, отраслевые награды, Заслужен­ ный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

103

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Волков Виктор Александрович (1918—1981 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1942 г. Мастер, прораб, старший прораб, начальник участка, началь­ ник ПТО, зам. главного инженера СМУ треста «Куйбышевнефтестрой» Наркомпефти, треста «Нефтемашстрой», треста «Нефтезаводстройремонт», зам. главного инженера треста «Нефтезаводмонтаж» (1942—1950); зам. начальника отдела «Главзападнефтестрой» Миннефтепрома СССР (1950-1956); управляющий трестом «Щекингазстрой» (1956—1961); зам. директора — уполномоченный Газпрома на строительстве нефтепровода «Дружба» (1961 — 1963); директор института Гипротрубопровод (1963—1967); директор «Оргазстроя», ди­ рекции по строительству трубопроводов Западной и Северо­ западной Сибири (1967—1971); зам. начальника НГДУ

«Нижневартовскнефть» Главтюменнефтегаза

(1971-1973); зам. начальника Управления по переработке нефти и газа Миннефтепрома СССР, зам. начальника объединения ВПО «Союзнефтегазпереработка» (1973—1981).

Заслуженный строитель РСФСР, золотая медаль ВДНХ.

Волков Виктор Федорович (1939 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1978 г.

Главный энергетик Сургутской ГРЭ, Сургутского вышкомон­ тажного управления ГГП «Обьнефтегазгеология» (1964 наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Волков Михаил Павлович (1936 г. рожд.)

Сталинградский нефтяной техникум, 1957 г.

Инженер, мастер, механик, главный инженер, начальник нефтеперекачивающей станции Дирекции строящегося тру­ бопровода «О мск—Иркутск» (1957—1976), главный инженер районного нефтепроводного управления, начальник объеди­ ненного нефтепроводного управления, главный механик управления магистральных нефтепроводов, зам. генерально­ го директора АО «Трансснбнефть» (1976 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Волков Юрий Михайлович (1932 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г. Помощник бурового мастера, инженер участка бурения, на-

104

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чальник отдела, главный инженер Отрадненского Управле­ ния буровых работ объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1955 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Волох Исай Борисович (1916—1991 гг.)

Саратовский нефтяной техникум, 1956 г.

Зам. директора Елшанского укрупненного нефтепромысла (1947—1949); зам. управляющего трестом «Саратовнефтедобыча» (1949—1952), начальник Саратовского товарнотранспортного управления (1952—1955), начальник, старший инженер Саратовского районного нефтепроводного управле­ ния АООТ «Приволжские магистральные нефтепроводы» (1955—1988).

Имеет орден и медаль СССР, Почетный нефтяник.

Волонсевич Святослав Алексеевич (1933 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г., канд. техн. наук.

Помощник бурильщика, бурильщик, прораб, старший инже­ нер, начальник вышкомонтажного цеха, старший инженер технологической группы, начальник ПТО Жирновской кон­ торы бурения ПО «Нижневолжскнефть» (1955—1966); глав­ ный инженер треста «Жирновскнефтегазразведка» (1966— 1970); главный инженер, начальник Жирновского УБР (1970—1995); начальник управления «Нижневолжскбурнефть», АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1995 — наст. время).

Имеет три бронзовые медали ВДНХ, отраслевые награды, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ, Почетный нефтя­ ник.

Волостных Николай Гаврилович (1937 г. рожд.)

Дизелист-машинист буровой бригады, слесарь по ремонту двигателей буровых установок Сургутской НГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1959 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

105

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Волошин Борис Кононович (1919—1988 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1946 г. Участник Великой Отечественной войны.

Геолог, начальник участка, главный инженер промысла, на­ чальник отдела треста объединения «Саратовнефтегаз» (1946—1957); главный инженер АО «Совромгаз»; директор конторы «Севромпетроль» (Румыния — 1949—1954); началь­ ник отдела, начальник Управления Саратовского СНХ (1957—1961); старший советник Государственной комиссии по нефти и газу в Индии (1961—1963); начальник конструк­ торского бюро в объединении «Саратовнефтегаз» (1964— 1966); начальник отдела Главного технического управления Миннефтепрома СССР (1966—1981).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Отечест­ венной войны II степени, отраслевые награды, Изобретатель

СССР, Почетный нефтяник.

Волхонцев Михаил Иванович (1932 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1954 г.

Инженер, начальник участка бурения, начальник производ­ ственного отдела НГРЭ Ухтинского комбината, Ухтинского территориального геологического управления (1954—1963); главный инженер Троицко-Печорской НГРЭ, начальник НРЭ № 1 треста «Войвожнефтегазразведка» Ухтинского террито­ риального геологического управления (1963—1968); началь­ ник экспедиции, зам. начальника Вуктыльского УБР объеди­ нения «Коминефть» (1968—1971); старш. научный сотрудник, главный инженер, начальник ПТО, главный технолог Ухтин­ ской НГРЭ, затем АО «Ухтанефть» (1971—наст. время).

Имеет орден Ленина, отраслевые награды, Почетный развед­ чик недр. г

Волынцев Феодосии Иванович (1907—1994 гг.)

Московский нефтяной институт, 1932 г.

Инженер, старший инженер, секретарь парткома Наркомнефги (1937—1943); администратор «Петроль Блок», Румы­ ния (1945—1948); начальник отдела Технического управле­ ния Миннефтепрома СССР (1948—1957); начальник подот­ дела Госплана РСФСР, главный специалист по нефтепродук­ там СНХ СССР (1957—1966).

Награжден орденом и медалями СССР.

106

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Воривошкина Зивар Абдульфаз Кызы (1929 г. рожд.)

Азербайджанский государственным институт народного хо­ зяйства, 1956 г.

Бухгалтер, техник по сбору нефти промысла № 6 треста «Бузовнынефть» (1950—1955); секретарь Азизбековского РК ЛКСМ (1955—1958); инженер-экономист конторы бурения НПУ «Первомайнефть», Мухановского нефтяного промысла (1958—1965); инженер-экономист цеха паросилового хозяй­ ства НПУ «Сунжанефть» объединения «Грознефть», старший инженер ИИС ГРК объединения «Ставропольнефтегаз» (1965—1974); старший инженер Главтранснефти, главный инженер ЦНИСнефть Главнефтеснаба РСФСР (1974—1976);

начальник отдела НГДУ

«Мегионнефть» (1976—1978); на­

чальник отдела, главный

инженер

ЦНИСнефть Миннефте-

прома

СССР (1978—1983).

 

 

Имеет отраслевые награды.

 

 

Воронина Ираида Николаевна (1940 г. рожд.)

 

Ухтинский индустриальный институт, 1970 г.

 

Оператор по добыче нефти и газа

газопромысла

Войвож-

ского

нефтепромыслового

управления Ухтинского

комбина­

та

(1959—1963), техник по транспортировке нефти и газа,

мастер

по приему и сдаче нефти конторы перекачки нефти

и

газа

объединения «Коминефть»

(1963—1973);

инженер

цеха по наливу нефти, инженер по качеству и учету нефти, старший инженер, начальник товарно-транспортного отдела АООТ «Северные магистральные нефтепроводы» (1973 — наст, время).

Имеет медаль СССР.

Воротников Борис Васильевич (1928 г. рожд.)

Герой Социалистического Труда.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер конто­ ры бурения № 2 объединения «Сахалиннефть» (1944—1954); НПУ «Черноморнефть» (1954-1955); с 1955 до 1987 г. ра­ ботал на различных должностях в Конторе бурения № 2 объединения «Сахалинморнефтегазпром»; с 1987 г. — по на­ стоящее время диспетчер по флоту Дальневосточного мор­ ского управления разведочного бурения.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

107

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Воривошкин Алексей Ильич (1927 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1957 г. Механик, начальник КС, заведующий компрессорным хозяй­ ством треста «Лениннефть» объединения «Азнефть» (1949— 1957); начальник отдела НПУ «Первомайнефть», главный инженер строящегося газобензинового завода (ГБЗ) в г. От­ радном Куйбышевского СНХ, главный инженер Отрадненского ГБЗ (1957—1965); главный инженер Карабулакского ГБЗ, директор Нефтекумского ГПЗ Мингазпрома (1965 1973); начальник отдела Управления по переработке нефтя­ ного газа, зам. начальника ВПО «Союзнефтегазпереработка» Миннефтепрома СССР (1973—1976); генеральный директор ПО «Сибнефтегазпереработка» (1976—1983); зам. начальни­ ка ВПО «Союзнефтегазпереработка», начальник Главгазпереработки Миннефтепрома СССР (1983—1987); ведущий специалист ВНИИнефть (1987—1992); главный специалист в представительстве АО «Сибнефтегазпереработка» в Москве

(1992 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Восканов Торник Григорьевич (1928 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1963 г.

Мастер по опробованию, начальник участка бурения Молотовской, Лок-Ботанской контор бурения; буровой мастер, начальник участка конторы бурения НПУ «Молотовнефть», «Карадагнефть»; начальник отдела треста «Апшеронбурнефть»; начальник Сангачальского морского УБР объедине­ ния «Каспморнефть» (1951 — 1971); начальник Военизирован­ ной части по предупреждению возникновения и по ликвида­ ции открытых газовых и нефтяных фонтанов Южного про­ мышленного района Миннефтепрома СССР (1971 — 1990).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, 5 меда­ лей ВДНХ СССР. Заслуженный инженер-нефтяник АзССР-

Выдрин Александр Иванович (1926 г. рожд.)

Уфимский геологоразведочный техникум, 1945 г.

Начальник партии, начальник НИП, начальник отдела Тюменнефтегеофизики (1966—1992).

Имеет отраслевые награды.

108

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Габлина Галина Сергеевна (1934 г. рожд.)

Уфимский геологоразведочный техникум, 1953 г., Москов­ ский нефтяной институт, 1965 г.

Техник-вычислитель, геофизик, главный геофизик, начальник полевых и камеральных электроразведочных партий ГГП «Печорагеофизика» (1953—1986).

Имеет орден и медаль СССР.

Габлин Николай Сергеевич (1933 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Инженер, начальник полевых и камеральных электроразве­ дочных партий, старший геофизик отдела конторы и треста, начальник экспедиции, старший геофизик, геофизик ГГП «Печорагеофизика» (1956—1988).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник народ­ ного хозяйства Коми АССР.

Гаврилов Виктор Васильевич (1933 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1957 г.

Помощник бурильщика, старший инженер Куединской неф­ теразведки (1957—1960); начальник ПТО КРБ-1 треста «Пермнефтеразведка» (1960—1961); главный инженер КРБ-1 (1961 — 1971); начальник Осинского УБР (1971 — 1977)- на­ чальник Чернушинского УБР (1977—1979); зам. генераль­ ного директора объединения «Пермнефть» (1979—1994).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­

ник

ник.

Гаврилов Игорь Анатольевич (1936—1992 гг.)

Среднеазиатский политехнический институт, 1959 г. Оператор, инженер-геофизик, начальник партии Бухарской геофизической экспедиции Узбекского геофизического треста Мингео УзССР, начальник партии Калининградской геофи­ зической экспедиции, начальник партии, геофизик ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (1959—1992).

Гаврилюк Александр Егорович (1933 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г. Бурильщик, буровой мастер, начальник отдела, начальник

109

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Центральной инженерно-технологической службы, главный инженер конторы бурения № 1 Треста буровых работ № 2; начальник отдела объединения «Куйбышевнефть»; руководи­ тель советских нефтяников-буровиков в Египте и Алжире; начальник Центральной научно-исследовательской лаборато­ рии объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1955 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, три ме­ дали ВДНХ, Почетный нефтяник.

Гавриченко Дмитрий Захарович (1935 г. рожд.)

Орловский техникум

механизации сельского хозяйства,

1969 г.

 

Электромонтер СУ-5

треста № 1 Главгаза СССР (1962—

1963), Государственного производственного комитета по га­ зовой промышленности (1963—1964); электромонтер, мастерэлектрик, инженер-электрик, старший инженер-электрик, начальник электротехнической службы линейной производ­ ственно-диспетчерской станции «Унеча» Гомельского (1964— 1991), Брянского (1991 — наст. время) управлений нефте­ провода «Дружба».

Почетный энергетик.

Гавура Вилен Евдокимович (1931 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1956 г, канд. геологоминералогических наук.

Оператор, геолог, заведующий научно-исследовательской ла­ бораторией НПУ, начальник отдела объединения «Куйбы­ шевнефть» (1956-1978), начальник отдела, зам. начальника

Главного геологического управления Миннефтепрома СССР

(1978-1991); зам. директора Департамента научно-техниче­ ского развития ГП «Роснефть» (1991-наст. время). Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Газизов Зуфар Суфиянович (1924 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1953 г.

Геолог, инженер-геолог нефтепромысла № 2 треста «Туймазанефть» (1953); инженер-геолог нефтепромысла № I треста «Туймазабурнефть» (1953—1955); старший геолог нефтепро­ мысла № 3, начальник отдела, зам. главного геолога, глав­ ный геолог —зам. начальника НПУ «Туймазанефть» (1955—

110

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1981); эксперт фирмы «Сонатрак» в Алжире (1967—1968); и. о. главного геолога, главный геолог — зам. начальника Октябрьского УБР (1981 — 1985).

Имеет орден и медали СССР.

Гайворонский Альберт Анатольевич (1926—1992 гг.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., доктор технических

наук, профессор.

Инженер, старший инженер, зав. лабораторией крепления скважин (1954—1975); зам. директора по научной работе ВНИИБТ, консультант ВНИИБТ (1975—1978).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Гайдукович Нина Александровна (1936 г. рожд.)

Казанский химико-технологический институт, 1959 г. Начальник химико-аналитической лаборатории ЦНИПР НГДУ «Шаимнефть» (1966—1995).

Имеет медаль СССР.

Гайковский Петр Иванович (1914 г. рожд.)

Константиновский техникум стекольной промышленности, 1935 г.

Горный мастер, начальник шахты, директор шахтоуправле­ ния № 2 треста «Укрозокерит» (1946—1952); директор Ста­ линской обогатительной фабрики (1952—1954); главный инженер (1954—1970), директор Ильского завода «Утяжели­ тель» (1970—1975).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Гайнуллин Ким Хусаинович (1937 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1967 г.

Работа на буровой в Калтасинской конторе бурения, геолог Бирской геолого-поисковой партии (1956—1962); геолог, старший геолог, начальник отдела НГДУ «Арланнефть», «Южарланнефть» (1962—1986); начальник отдела ПО «Башнефть» (1986 — наст. время).

Гайфуллин Миниахмет Зиннатович (1914 г. рожд.)

Герой Социалистического труда.

Буровой рабочий, бурильщик, буровой мастер конторы буре­ ния НПУ «Ишимбайнефть» (1933—1969).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина.

111

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Галиева Альфия Шакировна (1937 г. рожд.)

Казанский финансово-экономический институт, 1959 г. Инженер-экономист, старший экономист-финансист, началь­ ник финансового отдела НГДУ «Шаимнефть» (1964—1994). Имеет медаль СССР.

Галимшин Фаиль Талипович (1935 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1958 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар­ ший инженер по бурению, начальник участка разведочного бурения «Татышлы» Калтасинской конторы бурения, началь­ ник участка разведочного бурения «Сергеевка» Культюбинской конторы бурения, начальник ПТО, главный инженер Культюбинской конторы бурения треста «Башвостокнефтеразведка» (1958—1970); начальник ЦИДС, главный инже­ нер—зам. начальника Бирского УБР (1970—1981); началь­ ник Дюртюлинского УБР (1981—1995); начальник Дюртюлинской экспедиции Уфимского УБР (1995 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РФ, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Галлямов Мунир Нафикович (1927 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1956 г., канд. техн. наук. Оператор, мастер на Серафимовских промыслах (1956— 1960); главный инженер НГДУ «Чекмагушнефть», ПО«Башнефть» (1960—1984); директор БашНИПИнефть (1984 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, лауреат премии им. акад. И. М Губкина, Почетный нефтяник.

Галонский Павел Петрович (1908—1986 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1935 г. Инжинер, старший инженер нефтепромысла в г. Баку (1935— 1937); главный механик, заведующий нефтепромыслом тре­ ста «Молотовнефть» (1937—1938); преподаватель Азербай­ джанского индустриального института (1938—1942); главный инженер треста «Сахалиннефть» (1942—1945); главный ин-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

женер, начальник объединения «Дальнефть» (1945—1947); главный инженер, управляющий трестом «Туймазанефть» (1947—1955); зам. Министра нефтяной промышленности

СССР (1955—1957); председатель Госплана, председатель СНХ Туркменской ССР (1957—1961); зам. начальника отде­ ла Госкомитета СМ СССР (1961 —1962); начальник управ­ ления нефтяной и газовой промышленности СНХ СССР

(1962—1965); начальник отдела Госплана СССР (1965— 1976); директор НИИ экономики, организации и техникоэкономической информации в газовой промышленности (1976—1978).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, лауреат Государственной премии СССР,

Почетный нефтяник.

Галустов Альберт Михайлович (1934 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1957 г. Оператор по добыче нефти, старший инженер отдела, заве­ дующий нефтепромыслом, начальник районной инженернодиспетчерской службы НГДУ «Альметьевнефть», начальник производственного отдела по добыче нефти и газа объедине­ ния «Татнефть» (1957—1976); начальник отдела Плановоэкономического управления, зам. начальника Управления по развитию техники, технологии и организации добычи нефти и газа, зам. начальника — главный инженер Центрального диспетчерского управления, зам. начальника Главного эко­ номического управления, начальник Организационного отде­

ла, начальник Управления делами Миннефтепрома

(1976—

1992); исполнительный директор по кадрам и социальным

вопросам

нефтяного

концерна

«Лангепасурайкогалымнефть»,

нефтяной

компании

«ЛУКойл»

(1992 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Заслу­

женный

работник

нефтяной

и газовой промышленности

РСФСР, Почетный нефтяник.

 

 

Галустов Сурен Гукасович (1906—1971 гг.)

 

Азербайджанский индустриальный институт, 1934 г.

 

Буровой мастер, директор конторы, управляющий

трестом

объединения «Азнефть», начальник отдела Управления неф­

тегазовой промышленности СНХ РСФСР, главный консуль­

тант по бурению в ГДР, заместитель начальника Управления

внешних сношений Миннефтепрома СССР (1934—1970).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

 

8-500

 

 

113

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Галушко Алексей Павлович (1926 г. рожд.)

Всесоюзный заочный нефтяной техникум, 1959 г. Участник Великой Отечественной войны.

Ученик оператора, замерщик-лаборант, оператор товарной нефтеперекачивающей станции «Ромашкино» (1951 —1952); старший диспетчер Татарского нефтепроводного управления (1952—1953); и.о. начальника цеха нефтепровода «Альметь­ евск— Бавлы» (1953—1955); начальник лаборатории Клявлинской нефтебазы (1955—1958), старший диспетчер Татар­ ского нефтепроводного управления (1958—1959); начальник нефтеперекачивающей станции «Воротынец», начальник нефтеперекачивающей станции «Староликеево» Горьковского районного нефтепроводного управления (1959—1972); на­ чальник Удмуртского районного нефтепроводного управле­ ния (1972—1987).

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны, орден и медали СССР.

Галушкин Василий Иванович (1928—1994 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1951 г.

Мастер по добыче нефти и газа, старший инженер, началь­ ник отдела треста «Малгобекнефть» (1952—1956); старший инженер, заведующий нефтепромыслом, начальник отдела, начальник Ставропольского НГДУ объединения «Ставропольнефтегаз» (1956—1985).

Имеет отраслевые награды.

Гальперсон Евгений Борисович (1906—1978 гг.)

Московский нефтяной институт, 1930 г.

Распространитель изданий научно-исследовательского бюро

Миннефтепрома

СССР

(1926—1930);

инженер-экономист,

начальник планового отдела треста

«Эмбанефть» (1931 —

1936); начальник

отдела

треста «Башнефть» (1936—1938);

начальник отдела, зам. начальника Главка, начальник Пла­ ново-экономического управления Миннефтепрома СССР

(1938-1957); зам. начальника, начальник отдела Госплана РСФСР (1957-1960); зам. начальника, начальник ГПЭУ ВСНХ, СНХ РСФСР (1960—1965); начальник Главного пла­ ново-экономического управления, член коллегии Миннефте­ прома СССР (1965-1972); заведующий сектором лаборато­ рии ВНИИОЭНГ (1972—1978).

114

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет орден, медали СССР и отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Гальперин Евсей Иосифович (1920—1990 гг.)

Московский геолого-разведочный

институт,

1949 г.,

докт.

техн. наук, профессор.

 

 

 

Участник Великой Отечественной войны.

 

 

Старш. научный сотрудник института

Физики

Земли

им. О. Ю. Шмидта АН СССР

(1949—1969); заведующий

лабораторией того же института

(1969—1990).

 

Имеет орден СССР, отраслевые награды, лауреат Государ­ ственной премии.

Галюк Василий Харитонович (1935 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1963 г.

Сменный инженер Бродовской нефтеперекачивающей стан­ ции, старший инженер нефтеперекачивающей станции «Михалки» (1963—1964); начальник производственно-техниче­ ского отдела Гомельского (1965—1967), главный инженер Полоцкого (1967—1975) нефтепроводных управлений нефте­ провода «Дружба»; начальник технического отдела, главный инженер, первый зам. начальника Главтранснефть; исполни­ тельный директор по производству компании «Транснефть» (1975—1992); зам. генерального директора АО «Нефтяной дом» (1992—1995), вице-президент концерна «НИТЭК» (1995 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Галюта Иван Прокофьевич (1920—1995 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1944 г. Инженер зам начальника, главный инженер Западной КТБ треста «Сталиннефть» (1944—1952); начальник отдела А/О «Совромпетроль» в Румынии (1952—1955); главный инженер Жирновской конторы бурения объединения «Сталинграднефть» (1955—1957); начальник ПТО, зам. начальника Жирновского НПУ объединения «Сталинграднефть» (1957— 1959); главный инженер Якутского геологического управле­ ния Главгеологии РСФСР (1959—1966); старший инженер ПТО, главный технолог Жирновской конторы бурения, ди­

ректор Тампонажной конторы

объединения «Нижневолжск-

нефть» (1966—1968); главный

инженер-консультант в ГДР

8*

115

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1968—1972); старший инженер-технолог, начальник смены ЦИТС Жир'новского УБР объединения «Нижневолжскнефть» (1972—1980).

Имеет отраслевые награды.

Ганенко Сергей Владимирович (1910 г. рожд.)

Вечерний рабочий университет, 1931 г.

Начальник автобазы, зам. директора, главный инженер, ди­ ректор транспортной конторы треста «Прикамнефть» (1938— 1941); зам. начальника Краснокамской базы (1941 — 1944); управляющий конторой «Молотовтехснабнефть» (1944—1950); управляющий трестом «Молотовнефтеразведка» (1950— 1957); зам. начальника управления нефтяной промышленно­ сти Пермского СНХ (1957-1967).

Имеет ордена и медали СССР.

Гапончик Станислав Константинович (1936 г. рожд.)

Водитель (1963—1987); моторист цементировочного агрега­ та Управления технологического транспорта НГДУ «Кунгурнефть» (1987—1995).

Имеет орден и медаль СССР.

Ганчурин Валентин Григорьевич (1946 г. рожд.)

Ухтинский горно-нефтяной техникум, 1966 г.

Оператор по добыче нефти НГДУ «Шаимнефть» (1966— 1995).

Имеет медаль СССР.

Гараба Петр Иванович (1937 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1970 г.

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего в 1956 г., помощник бурильщика, бурильщик Ачикулакской конторы разведочного бурения Ставропольского нефтепромыслового управления (1959—1970); бурильщик, старший инженер-дис­ петчер, буровой мастер, мастер по сложным работам Нефтекумского УБР (1970—1975), буровой мастер, начальник смены Районной инженерно-технологической службы Став­ ропольского УБР объединения «Ставропольнефтегаз» (1975 1987); начальник буровой Центральной инженерно-техноло­ гической службы предприятия буровых работ «Астрахань-

116

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бургаз» дочернего предприятия «Астраханьгазпром» РАО «Газпром» (1990 —наст. время).

Почетный работник газовой промышленности.

Гафаров Фарид Галиевич (1926—1990 гг.)

Кокандский нефтяной техникум, 1945 г., Московский нефтя­ ной институт, 1951 г.

Технический руководитель треста «Ферганнефтегазразведка», главный механик объединения «СредАзнефть», начальник отдела Управления тяжелой промышленности Ферганского СНХ, начальник отдела Управления нефтяной и газовой про­ мышленности СНХ Узбекской ССР, начальник отдела Управ­ ления оборудования и комплектации Средазсовнархоза; на­ чальник отдела Министерства геологии Узб. ССР (1951 — 1966); главный механик отдела, главный технолог Управле­ ния главного механика, начальник отдела, зам. начальника Управления маттехснаба Миннефтепрома (1966—1987).

Имеет медали СССР, серебряную медаль ВДНХ СССР и от­ раслевые награды. Почетный нефтяник.

Гаркавенко Юрий Иванович (1941 г. рожд.)

Саратовский государственный университет, 1971 г. Старший геофизик партии, начальник геофизической лабора­ тории, старший геофизик, начальник сеисмопартии, ведущий геофизик департамента полевых работ ДАООТ «Тюменнефтегеофизика» (1969 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Гаускнехт Юрий Геннадьевич (1947 г. рожд.)

Саратовский политехнический техникум, 1973 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер УБР объединения «Саратовнефтегаз» (1965—1975); буровой мас­ тер объединения «Удмуртнефть» (1975—1992); депутат Вер­ ховного Совета СССР (1989); зам. начальника Управления производственно-технического обслуживания и комплектации оборудованием объединения — АО «Удмуртнефть» (1992 — наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, лауреат Государ­ ственной премии СССР.

117

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Гельфгат Яков Аронович (1916 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1939 г., канд. техн. наук.

Инженер бакинской Экспериментальной конторы бурения; зам. начальника вышкомонтажного цеха, начальник базы турбобуров, главный инженер промысла, конторы турбинного бурения треста «Краснокамскнефть» (1939—1944); старший инженер, начальник сектора Главнефтедобычи Наркомнефти; зам. начальника отдела, начальник отдела Главбурнефти Миннефтепрома СССР (1948—1957); главный специалист группы нефтяной промышленности ГКНТ РСФСР (19571960); зав. отделом технологии буровых работ ВНИИБТ (1960—1992).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, орден «Труда III степени» Народной республики Албании, орден «Знамя труда» ГДР, Почетный нефтяник, Почетный работ­ ник газовой промышленности.

Гервиц Семен Давидович (1910 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1936 г.

Разметчик бакинского нефтеперерабатывающего завода, старший инженер-экономист, начальник отдела объединения «Азнефтекомбинат», треста «Азнефтепроект» (1931-1943); начальник планового отдела ВСНХ, СНХ РСФСР, Миннеф­ тепрома СССР, ВНИИнефть (1943-1985).

Имеет медали СССР и отраслевые награды, Заслуженный экономист РСФСР, Почетный нефтяник.

Гейхман Григорий Менделеевич (1919—1995 г.)

Грозненский нефтяной институт, 1947 г

Мастер по добыче нефти и газа, старший инженер, начальник ПТО, главный инженер (1947-1958); начальник НГДУ «Хадыженнефть» объединения «Краснодарнефтегаз» (1958— 1986).

Имеет ордена и медали СССР.

Гершкарон Ефрем Абрамович (1940 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт 1963 г Помщник бурильщика, инженер-экономист Александровской

нефтеразведочной экспедиции (НРЭ) Новосибирского гео-

118

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

логоуправления (с. Александровское, Томской обл.) (1963— 1965); помощник бурильщика, инженер участка бурения Управления «Октябрьнефть» объединения «Грознефть» (1965—1967); работал на инженерных и руководящих долж­ ностях в Переславской НРЭ, Центральной комплексной НРЭ треста «Ярославльнефтегазразведка», Эвенкийской НРЭ, Южно-Пясинской, Туруханской НРЭ треста «Красноярскнефтегазразведка» (1967—1984); начальник Ванаварской нефтегазоразведочной экспедиции (1984—1994); зам. гене­ рального директора по производству, главный инженер ГГП «Енисейнефтегазгеология» — АООТ «Енисейнефтегаз»

(1994 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный гео­ лог Российской Федерации.

Гильмутдинов Фанил Агзамович (1948 г. рожд.)

Нефтекамский нефтяной техникум, 1973 г.

Оператор по добыче нефти и газа НПУ «Южарланнефть», НГДУ «Арланнефть» объединения «Башнефть» (1966—1973); оператор по добыче нефти и газа НГДУ «Нижневартовскнефть» (1973—1976); старший технолог Районной инженер­ но-технологической службы (РИТС) НГДУ «Белозернефть», начальник смены Центральной инженерно-технологической службы НГДУ «Нижневартовскнефть» (1976—1992); началь­ ник цеха добычи нефти и газа № 2, начальник управления АООТ «Черногорнефть» (1992 —наст. время).

Имеет медали СССР.

Гипш Александр Абрамович (1929 г. рожд.)

Арктическое морское училище, 1951 г., Пермский государ­ ственный университет, 1966 г., канд. геолого-минералогиче­

ских наук.

Зам. начальника экспедиции, начальник экспедиции ГГП «Печорагеофизика» (1958—1984).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Гладков Павел Яковлевич (1914 г. рожд.)

Ленинградский институт инженеров транспорта, 1935 г. Участник Великой Отечественной войны.

Старший инженер, руководитель группы отдела капитально­ го строительства Наркомнефти (1939—1941); управляющий

119

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

проектной конторой «Энергопроектнефть» (1945-1947); на­ чальник Управления капитального строительства Восточных районов Миннефтепрома (1947—1949); зам. начальника Главвостокнефтедобычи (1949—1949); начальник Главнефтепроекта, управляющий трестом «Нефтепроводпроект», ди­ ректор Гипротранснефть, главный инженер Гипротрубопро-

вода (1949—1969); зам. начальника Главного

управления

капитального строительства

Мннгазпрома

(1969—1971);

загранкомандировка, Ирак

(1971 — 1972); главный специа­

лист, руководитель группы, ведущий инженер

Гипротрубо-

провода (1972—1989).

 

 

Имеет боевые награды, в том числе два ордена Отечествен­ ной войны, ордена и медали СССР, среди них орден Ленина, отраслевые награды.

Глазунов Александр Прокофьевич (1919 г. рожд.)

Куйбышевская партийная школа, 1949 г.

Секретарь РК КПСС; зам. начальника Отрадненского управ­ ления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1954 1980).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Гиршгорн Леонид Шевелевич (1937 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1959 г.

Техник-геофизик, инженер-оператор, инжепер-интерпретатор, начальник сейсмической, тематической, камеральной партии. начальник, главный геолог — начальник Ямальской экспеди­ ции по обработке информации геофизической информации АООТ «Ямалгеофизика» (1959—1995).

Имеет орден и медали СССР.

Гилев Геннадий Васильевич (1937 г. рожд.)

Дизелист, моторист Чернушинской конторы турбинного бурения (1959—1969); машинист цеха ППД НГДУ «Чернушканефть» (1969—1978); оператор по добыче газа управления «Пермнефтегаз» (1978 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР.

Гирбасов Глеб Павлович (1914 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1941 г.

Буровой мастер, инженер разведки Казахстаннефти (1941-

120

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1945); старший инженер, зам. начальника, начальник отдела Наркомнефти, Главвостокнефтедобычи, Главбурнефти Мнн­ нефтепрома СССР, главный специалист Госплана РСФСР, ВСНХ, начальник отдела СНХ РСФСР, Управления но буре­ нию Мнннефтепрома (1945—1983), ведущий инженер Упрбурнефти Мнннефтепрома (1983—1984).

Имеет орден Ленина, медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Глебова Таисия Александровна (1924 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г., канд. техн. наук. Инженер, руководитель группы, старш. научный сотрудник, и.о. руководителя лаборатории ВНИИнефть (1951 — 1986). Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Глебов Владимир Григорьевич (1931 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Инженер, старший инженер Туркменского фил. ВНИИнефть (1956—1958); мл. научный сотрудник ВНИИнефть, эксперт, старший инженер Госкомитета нефтедобывающей промыш­ ленности (1958—1965); старший инженер, главный технолог Главного Технического управления, Главного геологического управления, Управления по добыче Мнннефтепрома СССР

(1965—1991); в 1973—1976 работа по нефтяному контракту в Алжире; главный технолог Департамента по науке и тех­ нике ГП «Роснефть» (1991—наст. время).

Почетный нефтяник.

Глебов Василий Семенович (1925 г. рожд.)

Северо-Осетинский нефтяной техникум, 1951 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инженер, начальник участка бурения, начальник цеха буре­ ния, начальник производственно-диспетчерской службы кон­ торы бурения № 3 треста «Татбурнефть» (1951 — 1966); ди­ ректор конторы глубокого разведочного бурения № 2, начальник Центральной инженерно-диспетчерской службы, начальник смены Центральной инженерно-технологической службы, заведующий инструментальной площадкой Базы производственного обслуживания Светлогорского УБР объ­ единения «Белоруснефть» (1966—1990).

Имеет орден СССР и отраслевые награды.

121

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глебов Вячеслав Александрович (1934 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1957 г., канд. техн. наук. Старший инженер по бурению Балыхтинской, Шелонинской нефтеразведок, начальник тематической партии Ленской экспедиции треста «Востсибнефтегеология» (1957—1963); старший инженер отдела, начальник отдела, главный инже­ нер Заволжского геологоразведочного треста (1963—1970); главный инженер Степновского, Саратовского УБР, заведу­ ющий отделом конструкторского бюро, начальник отдела бурения, зам. генерального директора объединения «Саратовнефтегаз» (1970—1986); зам. генерального директора, заведующий отделом, ученый секретарь НПО «Бурение» (1986—1991); зам. начальника Отдела Главного управления буровых работ Миннефтепрома, зам. директора Департамен­ та бурения концерна «Роснефтегаз», ГП «Роснефть» (1991 — 1996).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Гнатченко Виктор Владимирович (1934 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1956 г.

Помощник бурильщика конторы глубокого разведочного бу­ рения, инжнер отдела, помощник мастера, мастер по добыче нефти НПУ «Бугульманефть», старший инженер нефтепро­ мысла, начальник производственного отдела — зам. главного инженера, главный инженер — заместитель начальника НГДУ «Лениногорскнефть» объединения «Татнефть» (1956— 1971); главный инженер, генеральный директор ПО «Саратовнефтегаз» (1971—1976); зам. начальника — главный ин­ женер, начальник Управления но развитию техники, техно­ логии и организации добычи нефти и газа, начальник Цен­ трального диспетчерского управления Миннефтепрома (1976—1990); руководитель контракта в Сирии (1990—1992); исполнительный директор по вопросам подготовки перспек­ тивных нефтегазовых регионов, директор Департамента освоения новых регионов нефтяного концерна «Лангепасурайкогалымнефть», исполнительный директор Департамента по зарубежным и региональным проектам нефтяной компа­ нии «ЛУКойл» (1992 — наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, лауре­ ат премии Совета Министров СССР, Почетный нефтяник.

122

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Гнеев Евгений Михайлович (1933 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1957 г.

Начальник цеха ППД, старший инженер промысла заведую­ щий промысла НПУ «Полазнанефть» (1957-1964); главный инженер, начальник НГДУ «Чернушканефть» (19641972); главный инженер объединения «Пермнефть» (19721978); работа в Пермском округе Госгортехнадзора (1978-1992); начальник отдела объединения «Пермнефть» (1992-наст.

время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Гнидин Василий Степанович (1932 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Старший дизелист, механик, зам. начальника вышкомонтаж­ ного цеха Кондринской конторы бурения (1955-1952); стар­ ший инженер, начальник нефтеперекачивающей станции, главный инженер Львовского и Ровенского управлении неф­ тепровода «Дружба» (1962-1976); начальник отдела, глав­ ный технолог Главтранснефти (1976-1991); главный техно­ лог, одновременно-руководитель службы корпорации «Роснефтегаз» (1991 —1992); главный технолог Исполнительной дирекции компании «Транснефть» (.992-1993). начальник службы АК «Транснефть» (1993-наст. время).

Имеет медали СССР.

Годин Юрий Николаевич (1912—1962 гг.)

Ленинградский горный институт, 1936 г., докт. геолого-мине­ ралогических наук, академик АН Туркменской ССР Наблюдатель, старший техник геофизических партии (19301932); прораб начальник отряда, начальник геофизических партий объединения «Средазнефть» (1932-1934); геофизиквычислитель, начальник геофизических партии преподава­ тель в Ленинградском горном институте, ВКГР (1936-1942); технорук, главный инженер - зам. управлящего Государ­ ственного союзного геофизического треста (ГСГТ) (1942— 1954); старш. научный сотрудник, начальник экспедиции ВНИЙгеофизики (1954-1959); руководитель отдела разве­ дочной геофизики и сейсмологии при Президиуме АН Тур. ССР (1959—1960); директор Института геологии АН Тур. ССР (1961).

123

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, лауреат Ленин­ ской и Государственной премий, один из первооткрывателей месторождений нефти и газа в Туркмении и Узбекистане.

Гожев Георгий Владимирович (1926—1993 гг.)

Московский нефтяной институт, 1951 г.

Главный инженер — зам. начальника НГДУ «Полазнанефть» (1956—1987).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Головин Иван Никитович (1934 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1957 г.

Оператор, мастер, начальник участка по добыче нефти и га­ за, зам. заведующего, заведующий нефтепромыслом, началь­ ник Районной инженерно-диспетчерской службы НГДУ «Ишимбайнефть» объединения «Башнефть» (1957—1971); начальник отдела по добыче нефти и газа, начальник Цен­ тральной инженерно-технологической службы, начальник ПДС объединения — АО «Удмуртнефть» (1971—наст. вре­ мя).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго Российской Федерации.

Голубев Геннадий Григорьевич (1937 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1960 г.

Оператор по добыче нефти, инженер, мастер, старший инже­ нер НПУ «Лениногорскнефть» ПО «Татнефть» (1960—1964); старший инженер, заведующий нефтепромыслом НПУ «Сургутнефть»; начальник отдела, зам. начальника управления НПУ «Правдинскнефть» (1964—1976); начальник НГДУ «Сургутнефть» (1976 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Гончарова Надежда Петровна (1935 г. рожд.)

Московский приборостроительный техникум, 1967 г. Оператор Субханкуловского (1955—1957), Альметьевского (1957—1964) районных нефтепроводных управлений, и.о.

124

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

старшего диспетчера, инженер-диспетчер, диспетчер Мичу­ ринского управления нефтепровода «Дружба» (1964 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР.

Гончаров Михаил Александрович (1937 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1960 г.

Техник-геолог, инженер-геолог, старший геолог треста пред­ приятий Мингео РСФСР (1960—1963); инженер, геолог тема­ тической партии «Союзбургаза» Мингазпрома СССР (1963— 1966); старший геолог Ухтинского геологического управления Мингео РСФСР (1966—1968); старший инженер отдела Главюгозападнефтедобыча, Главного технического управле­ ния, начальник отдела Технического управления Миннефтепрома СССР (1968—1982); зам. председателя НТС Всесоюз­ ного совета научно-технического общества (1982—1987); старш. научный сотрудник, заведующий лабораторией НПО «Бурение» (1987—1992); зам. начальника Управления науч­ но-технического прогресса Минтопэнерго РФ (1992 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Гончаров Николай Николаевич (1928—1994 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1950 г. Старший инженер ВНИИГаза, ВНИИнефти, ВНИИБТ (1951 —1958); командировка в Индию, руководитель группы ВНИИБТ, старший эксперт Госкомитета топливной, нефте­ добывающей промышленности (1958—1965); зам. начальни­ ка Управления спецматериалов, начальник отдела того же Управления Миннефтепрома СССР (1965—1969); команди­ ровка в Алжир, заведующий сектором ВНИИОЭНГ (1969— 1973); зам. начальника, главный экономист Второго отдела Миннефтепрома (1973—1992).

Имеет отраслевые награды.

Гончарова Анна Кузьминична (1936—1989 гг.)

Куйбышевский политехнический институт, 1959 г. Инженер, начальник лаборатории Пермского фил. Гнпровостокнефть (1959—1969); руководитель сектора, заведую­ щая лабораторией Гомельского отдела УкргипроНИИнефть (1969—1987).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

125

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Гончаренко Василий Ллемпович (1932 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1962 г.

Слесарь КИП Центральных прибороремонтных мастерских объединения «Грознефть» (1962—1965); инженер КИП Ми­ чуринского управления нефтепровода «Дружба» (1965—- 1971); старший инженер, одновременно — зам. начальника станции, слесарь КИПиА 6 разряда Линейной производ­ ственно-диспетчерской станции «Шаим» Урайского управле­ ния магистральных нефтепроводов (1971—наст. время).

Имеет орден Трудовой славы III степени и медаль СССР.

Горбунова Мария Егоровна (1934 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1954 г.

Мастер треста № 3 (1954—1956), старший инструктор учеб­ ного комбината (1956—1957), инженер производственно-тех­ нического отдела Серафимовского стройуправления треста «Туймазанефтестрой» (1957—1959); инженер, старший инже­ нер, и. о. начальника производственно-технического отдела строительных управлений треста «Башнефтепромстрой», Главтюменнефтегазстроя, треста «Спецгазстрой» (1959 1966), старший инженер планово-производственного отдела строительного управления треста «Тюменгазстрой» (1966— 1968), инженер, старший инженер сметно-договорного отде­ ла, мастер треста «Тюменгазмеханизация» (1968—1990), инженер производственно-технического отдела Запснбтрубопроводстройпроекта (1990—1992), инженер отдела капиталь­ ного строительства Тюменского управления магистральных нефтепроводов АООТ «Сибнефтепровод» (1992 — наст. вре­ мя).

Имеет медали СССР.

Горбунов Андрей Тимофеевич (1934 г. рожд.)

Бугурусланскин нефтяной техникум, 1952 г., Московский нефтяной институт, 1957 г., докт. техн. наук, профессор, ака­ демик РАЕН.

Мл. научный сотрудник ТатНИИ (1957—1959); аспирант, старш. научный сотрудник, руководитель лаборатории, директор центра ВНИИнефть (1959 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почет­ ный нефтяник.

126

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Горбунов Владимир Афанасьевич (1944 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1975 г.

Техник-геолог Абдуминской ЭГБ треста «Оренбургнефтегазразведка», геолог участка КРБ № 5 «Пермнефть», инженертехнолог, старший инженер-технолог ЦИТС, зам. начальни­ ка, начальник Октябрьской РИТС Кунгурского УБР объеди­ нения «Пермнефть» (1962—1985); главный технолог, глав­ ный инженер, начальник Уральской ГРЭ СГБ ГНПП «Нед­ ра» (1985 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Гордеев Олег Георгиевич (1951 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1979 г.

Старший техник ВНИИнефть (1972—1975); старший инже­ нер, ведущий инженер Главтранснефтн Миннефтепрома (1975—1987); начальник Линейной производственно-диспет­ черской станции Сургутского нефтепроводного Управления магистральными нефтепроводами Западной и Северо-Запад­ ной Сибири (1987—1990); главный экономист Главтранснеф­ тн (1990—1990), начальник службы Объединенного диспет­ черского управления Главтранснефтн (1990—1992); началь­ ник отдела Исполнительной дирекции компании «Транс­ нефть» (1992—1993); начальник отдела АН «Транснефть» (1993 — наст. время).

Гординский Евгений Иванович (1945 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1968 г.

Оператор, мастер по добыче нефти, инженер, начальник НПО НГДУ «Осинскнефть» (1968—1978); начальник отдела добы­ чи объединения «Пермнефть» (1978—1988); начальник управления «Пермнефтегаз» (1988 — наст. время).

Имеет орден, две медали ВДНХ СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Горишний Виталий Константинович (1940 г. рожд.)

Харьковский инженерно-строительный институт, 1964 г. Производитель работ, старший производитель работ, началь­ ник отдела, главный инженер, зам. начальника НГДУ «Правдинскнефть», зам. начальника НГДУ «Юганскнефть», зам. генерального директора объединения «Юганскнефть»

127

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1967—1980); главный инженер Главного управления капи­ тального строительства Миннефтепрома (1980—1986); глав­ ный специалист аппарата СМ СССР и РФ (1986-1992); главный специалист Государственного комитета России по экономическому сотрудничеству со странами — членами СНГ; исполнительный директор Департамента АО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (АО РИТЭК) (1992 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Горланов Федор Артемьевич (1928 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1948 г., Пермский Государ­ ственный университет, 1978 г.

Инженер по бурению, зам. начальника управления по буре­ нию (1948—1954); главный инженер Геологопоисковой кон­ торы объединения «Пермнефть» (1954—1989).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Городков Илья Владимирович (1917—1968 гг.)

Служба в Советской Армии (1939—1946).

Старший механик, начальник вышкомонтажного цеха в тре­ сте «Татнефть» (1946—1965); начальник вышкомонтажного цеха Усть-Балыкской конторы разведочного бурения в Сур­ гуте (1965—1968).

Имеет орден и медаль СССР.

Горожанкин Петр Яковлевич (1928 г. рожд.)

Саратовский экономический институт, 1952 г.

Инженер отдела, экономист промысла, старший инженер, начальник отдела объединения «Татнефть» (1957—1976); начальник отдела Миннефтепрома СССР (1976—1990); стар­ ший научный сотрудник ВНИИОЭНГ (1990—1995).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник. Горский Виталий Тихонович (1926 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1955 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер (1956— 1970), начальник УБР объединения «Краснодарнефтегаз» (1970—1986).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

128

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Горячев Кузьма Артемьевич (1905—1961 гг.)

Бакинский техникум, 1921 г., Азербайджанский индустриаль­ ный институт, 1935 г.

Работа на бакинских нефтепромыслах (1923—1930); техникмеханик завода им. Шмидта (1931 — 1932); мл. научный со­ трудник АзНИИ (1932—1935); старший инженер, мастер, начальник лаборатории трестов «Сталиннефть», «Кагановичнефть» (1936—1942); начальник отдела Наркомнефти, Главзападнефтедобычи, Главвостокнефтедобычи (1942—1950); зам. начальника Главморнефти, Главзападнефтедобычп (1950—1957); зам. начальника отдела внешних сношений Мингеологии СССР (1957—1961).

Имеет ордена и медали СССР, среди них орден Ленина, от­ раслевые награды.

Грайфер Борис Исаакович (1912 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1937 г.

Начальник партии геологической съемки (1938—1940); на­ чальник тематической партии (1940—1966); старший геолог аэрогеологической экспедиции ПО «Пермнефть» (1966— 1972).

Имеет медали СССР.

Грайфер Валерий Исаакович (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., канд. техн. наук, профессор ГАНГ.

Помощник мастера по добыче нефти, заведующий внутрипромысловой перекачки, мастер по добыче нефти, начальник отдела объединения «Татнефть» (1952—1957); начальник от­ дела добычи, переработки нефти и газа Управления нефтя­ ной промышленности Татарского СНХ (1957—1962); управ­ ляющий трестом «Татнефтегаз», главный инженер объеди­ нения «Татнефть» (1962—1972); начальник Планово-эконо­ мического управления — член коллегии Министерства нефтя­ ной промышленности (1972—1985); зам. Министра нефтяной промышленности, начальник «Главтюменнефтегаз» (1985— '990); зам. председателя Научно-технического совета Миннефтепрома СССР (1990—1992); исполнительный директор нефтяного концерна «ЛУКойл»; генеральный директор АО «Российская инновационная топливно-энергетическая компаниз» (АО РИТЭК) (1990 —наст. время).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас-

9-500

129

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Левые награды, лауреат Ленинской премии, Почетный нефтя­ ник, Заслуженный деятель науки и техники Татарской АССР, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Графов Дмитрий Дмитриевич (1923 г. рожд.)

Оператор по добыче нефти, мастер по добыче нефти, инже­ нер, начальник отдела (1942—1969); зам. начальника НГДУ «Краснокамскнефть» (1969—1978).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Граханцев Николай Михайлович (1947 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1971 г.

Оператор, мастер капитального ремонта скважин (КРС) НПУ «Алькеевнефть», мастер, начальник участка КРС НПУ «Сулеевнефть» объединения «Татнефть» (1964—1973); на­ чальник цеха подземного ремонта скважин, начальник ПРЦЭО Игринского НГДУ, начальник Базы производствен­ ного обслуживания (БПО) Ижевского НГДУ; главный ме­ ханик, начальник ЦБПО, начальник Сарапульского НГДУ, зам. генерального директора объединения, вице-президент АО «Удмуртнефть» (1973 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник нефтя­ ной и газовой промышленности РФ.

Грдзелов Леон Иосифович (1911 — 1981 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1934 г., канд. геологоминералогических наук.

Инженер-геолог, зам. главного геолога треста «Алятнефть»,

г. Баку (1936—1938);

главный

геолог

Главнефтедобычи

Волжских районов Наркомнефти

(1938—1941); начальник

горно-геологического

управления

Главсевморпути

(1941 —

1947); главный геолог

Главнефтеразведки

южных

районов,

начальник отдела «Шахтнефть», зам. начальника Главнефте­ разведки, начальник Управления по Сибири Миннефтепрома (1947—1953); начальник Управления внешних сношений Мингео СССР (1953—1954); руководитель отделения ВНИГНИ (1954—1957); загранкомандировка, Албания (1957—1959); зам. начальника Управления внешних сношений Мингео

СССР (1959—1969); руководитель подразделения научных

130

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

И экономических проблем зарубежных стран ИГиРГИ (1969—1980).

Имеет ордена и медали СССР, орден Золотой Звезды рес­ публики Афганистан, отраслевые награды.

Гребнев Виктор Дмитриевич (193 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1966 г.

Оператор по добыче нефти НПУ «Туймазанефть» (1961 — 1967); мастер по ремонту скважин, секретарь парткома, ма­ стер по добыче нефти НГДУ «Чернушканефть» (1967—1973); главный инженер, начальник НГДУ «Краснокамскнефть» (1973—1982); Академия народного хозяйства при СМ СССР

(1982—1984); зам. генерального директора объединения «Сургутнефтегаз» (1984—1986); главный инженер объедине­ ния «Пурнефтегаз» (1986—1991); зам. генерального дирек­ тора, главный инженер объединения «Пермнефть» (1991 — 1995); ведущий инженер отдела (1955 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Гречина Галина Гавриловна (1942 г. рожд.)

Лениногорский нефтяной техникум, 1968 г.

Электромонтер диспетчерской связи, мастер производствен­ ного обучения, старший инженер-методист НГДУ «Лениногорскнефть» объединения «Татнефть» (1964—1976); старший инженер по подготовке кадров НГДУ «Варьеганнефть», на­ чальник отдела кадров Управления технологического транс­ порта НГДУ «Нижневартовскнефть» (1976—1984); старший экономист НГДУ «Самотлорнефть» (1984—1992); главный специалист — руководитель службы кадров Ермаковского НГДП ОАО «Тюменнефтегаз» (1992 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Грибков Алексей Иванович (1930 г. рожд.)

Ростовский-на-Дону политехникум связи, 1950 г.

Техник, инженер Небит-Дагской конторы связи объединения «Туркменнефть» (1950—1959); техник-электромеханик, стар­ ший инженер, начальник лаборатории Саратовского отделе­ ния конторы связи (1959—1970); главный инженер Волго­ градской эксплуатационно-технической конторы связи (1970—1971); директор филиала АО «Связьтранснефть» —

131

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нижневолжского производственно-технического управления связи (1971 —наст. время).

Имеет медали СССР, Почетный радист.

Григоращенко Георгий Иванович (1930—1996 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1954 г., канд.

техн. наук.

Помощник мастера, инженер, старший инженер промысла, главный инженер, начальник НГДУ «Ставропольнефть»; на­ чальник объединения «Куйбышевнефть» (1954—1973); на­ чальник Главного технического управления, член коллегии Миннефтепрома СССР (1973—1981); зам. директора ВНИИ-

КРнефть, генеральный

директор

объединения

«Союзтерм-

нефть» (1981 — 1985);

начальник

Главного

технического

управления, член коллегии Миннефтепрома СССР (1985— 1987); ведущий научный сотрудник Московского института нефти и газа им. акад. И. М. Губкина (1988—1991).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас­ левые награды, дважды лауреат премии им. акад. И. М. Губ­ кина, лауреат премии Совета Министров СССР, Почетный нефтяник.

Грин Яков Яковлевич (1925 г. рожд.)

Слесарь по комплектации бурового оборудования, вышко­ монтажник Мегионской нефтеразведочной экспедиции (1962 наст. время).

Имеет медаль СССР.

Гришин Виктор Назарович (1940 г. рожд.)

Гомельский государственный университет, 1977 г.

Слесарь, помощник бурильщика, моторист, инженер НПУ «Малгобекнефть» (1958—1959, 1962—1965); инженер, на­ чальник отдела Речицкого УБР объединения «Белоруснефть» (1965 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Гринченко Ольга Владимировна (1937 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1959 г.

Инженер конторы бурения № 1 треста «Краснодарнефтегазразведка» (1959-1961); инженер НИС, начальник ПЭО

132

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

объединения «Грознефть»

(1961 — 1981);

заведующая отде­

лом ВолгоградНИПИнефть

(1981 — 1984);

начальник ПЭО,

зам. генерального директора ПО «Нижневолжскнефть», АО «ЛУКойл — Нижневолжскнефть» (1984 —наст. время). Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Гриценко Анатолий Николаевич (1940 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1963 г.

Старший инженер, начальник отдела предприятий объедине­ ния «Сахалиннефть» (1963—1966); инженер отдела запасов Геологического управления Миннефтепрома (1966—1967); старший геолог, зам. начальника Центральной диспетчерской службы, зам. начальника, начальник цеха научно-исследо­ вательских и производственных работ Главтюменнефтегаза (1967—1974); главный геолог, одновременно —зам. началь­ ника НГДУ «Усинскнефть» (1974—1978); главный геолог, начальник отдела перспектив геолого-разведочных работ, отдела проектирования и разработки месторождений нефти и газа Главного управления развития геолого-разведочных работ и разработки Миннефтепрома СССР (1978—1991);

зам.

директора

Департамента

геолого-разведочных работ

ГП

«Роснефть»

(1991 — 1993);

зам. директора по геологии

НК «ЮКОС-гео» (1993 —наст. время). Почетный нефтяник.

Грицкевич Галина Ивановна (1926 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1964 г.

Техник, инженер-интерпретатор, старший геофизик ГГП «Печорагеофизика» (1964 —до выхода на пенсию).

Имеет орден и медаль СССР.

Грицюк Виктор Арсентьевич (1938 г. рожд.)

Помощник бурильщика Ставропольского НПУ объединения «Ставропольнефтегаз» (1961 —1965); работа в Польше (1965—1969); помощник бурильщика конторы бурения № 6, бурильщик Затеречненского управления по повышению неф­ теотдачи пластов и капитальному ремонту скважин объеди­ нения «Ставропольнефтегаз» (1969—1994).

Имеет отраслевые награды.

133

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Груздев Владимир Нестерович (1934 г. рожд.)

Оператор по добыче нефти (1963—1974); мастер по добыче нефти и газа НГДУ «Кунгурнефть» (1974—1989).

Имеет орден и медаль СССР.

Грунцевский Владимир Алексеевич (1938 г. рожд.)

Казанский Государственный университет, 1962 г.

Старший геолог отдела, начальник геологического отдела, главный геолог экспедиции, главный геолог УБР, начальник отдела по разведке и запасам НГДУ «Шаимнефть» (1966— 1995).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

Грызов Игорь Сергеевич (1924—1967 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1950 г.

Шофер в объединении «Грознефть», служба в Советской Армии, участие в ВОВ (1942—1945); инженер, главный ин­ женер треста, зам. начальника объединения «Саратовнефть» (1950—1957); начальник отдела Приволжского СНХ (1957— 1959); зам. начальника объединения «Саратовнефть» (1959— 1966); начальник отдела Управления охраны труда Миннефтепрома СССР (1966—1967).

Имеет орден и медали СССР, среди них боевые, отраслевые награды, серебряную медаль ВДНХ.

Губанов Александр Иванович (1911 — 1989 гг.)

Куйбышевский педагогический институт, 1941 г., канд. техн.

наук.

Инженер-геофизик Научно-исследовательского геологоразве­ дочного института (1942—1943); зам. заведующего, заведу­ ющий ЦНИЛ Куйбышевнефтекомбината (1943—1946); заве­ дующий лабораторией исследования пласта, заведующий отделом разработки нефтяных месторождений и нефтепро­ мысловой геологии, старш. научный сотрудник Гипровостокнефть (1942—1989). Один из создателей блоковой системы разработки нефтяных месторождений.

Лауреат Ленинской премии, Почетный нефтяник, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

134

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Губанов Алексей Сергеевич (1936 г. рожд.)

Машинист, слесарь по ремонту бурового оборудования, сле­ сарь-электромонтер (1965—1991).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Губерман Давид Миронович (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1957 г., канд. техн. наук. Буровой рабочий, буровой мастер Обской экспедиции Все­ союзного аэрогеологического треста, старший буровой мастер Якутской экспедиции, инженер по бурению Мосгеолуправления, начальник Плешковской полевой геологоразведочной партии Гипротоппрома Минтоппрома РСФСР, Кемеровской, Несвитаевской и Мураевнинской полевых буровых партий Минтоппрома РСФСР (1949—1956); старший инженер отде­ ла Гипротоппрома, начальник Узловской ГРЭ Минтоппрома РСФСР (1956—1959); научный сотрудник, старший инже­ нер—куратор сектора ОЭ ВИМС, руководитель группы, главный специалист по бурению «Союзшахтоосушение» (1959—1964); главный специалист лаборатории ВНИИБТ (1964—1968); начальник Кольской ГРЭ треста «Ярославнефтегазразведка» (1968—1991); работа в НПЦ «Кольская сверхглубокая» ГНПП «Недра» (1991 —наст. время). Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный гео­ лог РСФСР.

Губин Александр Дмитриевич (1935 г. рожд.)

Воронежский политехнический институт, 1966 г.

Инженер службы КИП Мичуринского управления нефтепро­ вода «Дружба» (1966—1975); старший инженер нефтепере­ качивающей станции «Нижневартовская» (1975—1978), НГДУ «Нижневартовскнефтегаз» (1978—1984); мастер по исследованию скважин НГДУ «Самотлорнефть» (1984— 1994); начальник службы диагностики и дефектоскопии Базы технического обслуживания и комплектации АООТ МН «Дружба» (1994 —наст. время).

Губкин Иван Михайлович (1871 — 1939 гг.)

Петербургский горный институт, 1910 г.

Создатель советской нефтяной геологии, академик АН СССР.

Работа в Геологическом комитете, Главном нефтяном коми-

135

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

тете (1910—1917,1918—1920); научная командировка вСША (1917—1918); ректор Московской Горной академии (1920— 1922); зав. кафедрой Московского нефтяного института (1930—1931); начальник Государственного геологоразведоч­ ного управления при ВСНХ, председатель Совета по изуче­ нию производительных сил АН СССР (1931 —1937); вицепрезидент АН СССР (1937—1939).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РФ.

Его имя присвоено Московскому институту нефти и газа, АН СССР установила деканскую премию им. И. М. Губкина, за научные заслуги в области развития нефтяной и газовой промышленности присваивается звание «Лауреат премии им. акад. И. М. Губкина».

Губин Александр Сергеевич (1932—1993 гг.)

Северо-Осетинский нефтяной техникум, 1957 г.

Оператор по добыче нефти, мастер по добыче нефти, секре­ тарь парткома (1957—1975); зам. начальника НГДУ «Полазнанефть» объединения «Пермнефть» (1975—1987).

Имеет ордена СССР.

Гуденко Виктор Владимирович (1935 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1959 г.

Инженер-геофизик, старший геофизик полевых партий Typланской геофизической экспедиции (1959—1971); главный геофизик партии обработки геофизических данных в ГДР (1971 — 1975); главный геофизик партии обработки данных Турланской геофизической экспедиции (1975—1976); стар­ ший геофизик полевых геофизических партий, начальник партии Геофизической экспедиции поисковых работ (1976— 1985); старший инженер ВНИИГИК (1985—1994); ведущий геофизик Научно-экспериментального геофизического центра ВНИИГеофизики (1994 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Гудзовский Юрий Алексеевич (1934 г. рожд.)

Ашхабадский политехникум, 1973 г.

Радиотехник Туймазинской геофизической экспедиции (1957—1958); техник-геофизик, инженер-оператор региональ­ ных сейсмопартий Восточной геофизической экспедиции

136

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1958—1960); начальник отряда, начальник полевых геофи­ зических партий Средне-Азиатской геофизической экспеди­ ции (1960—1969); начальник полевых геофизических партий Геофизической экспедиции поисковых работ (1969—1994); начальник группы Научно-экспериментального геофизическо­ го центра ВНИИГеофизики (1994 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Гудошников Виктор Иванович (1936 г. рожд.)

Кокандский нефтяной техникум, 1956 г.

Помощник бурильщика, бурильщик конторы бурения треста «Альметьевбурнефть» (1956—1965); помощник бурильщика, бурильщик, мастер по испытанию скважин, мастер по слож­ ным работам Сургутской НГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1965 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Гужов Александр Петрович (1940 г. рожд.)

Слесарь, шофер транспортной конторы НПУ объединения «Грознефть» (1956—1966); машинист по цементированию скважин Сургутской НГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1966 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Гузь Дмитрий Дмитриевич (1910 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1931 г.

Инженер участка треста «Октябрьнефть», старший инженер объединения «Грознефть» (1931 — 1942); зам. заведующего, главный инженер нефтепромысла треста «Калининнефть» объединения «Узбекнефть» (1942—1943); старший инженер Технического управления Наркомнефти (1943—1945); на­ чальник отдела объединения «Грознефть» (1945—1950); старший инженер, начальник сектора, главный эксперт отде­ ла Миннефтепрома, Госкомитета СМ СССР по делам строи­ тельства, Госплана РСФСР по науке (1950—1965); главный механик отдела Управления экспертизы проектов и смет Миннефтепрома СССР (1966—1974).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный неф­ тяник.

137

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Гулевич Аркадий Петрович (1931 г. рожд.).

Свердловский горный институт, 1954 г.

Работал в Максимвольской, Баженовской, Уральской геофи­ зических экспедициях: оператор, начальник отряда, началь­ ник магниторазведочной партии, инженер-геофизик, старший геофизик партии, главный инженер экспедиции (1954—1963); начальник отдела, руководитель проектно-сметной группы, ведущий геофизик департамента полевых работ ДАООТ «Тюменнефтегеофизика» (1964 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Гундорцев Иван Васильевич (1922 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1948 г.

Инженер, и. о. начальника, начальник производственно-тех­ нического отдела, директор Бавлинской конторы бурения треста «Бавлынефть» (1948—1956); начальник отдела буре­ ния объединения «Татнефть», главный инженер, управляю­ щий трестом «Альметьевбурнефть» объединения «Татнефть» (1956—1968); главный технолог, зам. начальника Управле­ ния глубокого бурения Мингео СССР (1968—1986); ведущий специалист Управления глубокого бурения Мингео СССР

(1986—1988).

Имеет награды СССР и отраслевые, серебряные медали ВДНХ, лауреат премии Совета Министров СССР.

Гуревич Георгий Иосифович (1936 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1958 г.

Геолог Воркутинской геолого-разведочной экспедиции КомиНенецкого геологического управления (ГРЦ), начальник партии Ухтинской геолого-разведочной экспедиции, и. о. за­ ведующего кафедрой геологии Ухтинского индустриального института, начальник опытно-методической партии Ухтин­ ской комплексной геофизической экспедиции, главный гео­ лог, начальник Калининградской ГРЭ ПГО «Севзапгеология», генеральный директор ОАО «Нарьян-Марсейсморазвед- ка» (1958 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, медаль ВДНХ, отраслевые награды, Заслуженный геолог РФ.

138

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Гура Алексей Федорович (1927 г. рожд.)

Слесарь, верховой рабочий конторы бурения треста «Апшероннефть» (1943—1952); буровой мастер участка Омской, Большереченской буровых партий Саргатской разведки глу­ бокого бурения Омской геологоразведки, Медведицкой кон­ торы бурения треста «Сталинграднефтегазразведка», Жирновского УБР объединения «Нижневолжскнефть» (1952— 1983).

Имеет отраслевые награды.

Гурков Лев Тимофеевич (1906—1978 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1937 г. Инженер-экономист, старший инженер, начальник отдела конторы бурения треста «Азнефтеразведка» (1936—1942); старший инженер Азконторы Промбанка СССР (1942— 1944); старший инженер Наркомнефти, начальник сектора, начальник отдела проектов и смет Технического управления, зам. начальника Отдела экспертизы проектов и смет, глав­ ный эксперт отдела Миннефтепрома (1946—1957); главный специалист Отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана РСФСР (1957—1960); старший инженер отдела Главного управления нефтяной и газовой промышленности ВСНХ, СНХ РСФСР (1960—1965); старший инженер, глав­ ный технолог, зам. начальника Управления экспертизы про­ ектов и смет Миннефтепрома СССР (1965—1974).

Имеет отраслевые награды.

Гурьянов Владимир Григорьевич (1931 г. рожд.)

Трудовую деятельность начал в 1944 г. Бурильщик треста «Альметьевбурнефть» объединения «Татнефть» (1955—1970); бурильщик Управления буровых работ объединения «Удмуртнефть» (1970—1995).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, серебряную и бронзовую медали ВДНХ, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Гурьев Михаил Петрович (1931 г. рожд.)

Помощник оператора НГДУ «Черноморнефть» (1948—1950); оператор нефтепромысла № 3 НПУ «Абиннефть» (19501967); командир отделения Ахтырского военизированного отряда (1967—1986).

139

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Гусман Моисей Тимофеевич (1914 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1937, доктор техн. наук, профессор.

Техник, инженер-конструктор АзИНМаша (1931 —1934); ин­ женер, зам. главного инженера бакинской Эксперименталь­ ной конторы турбинного бурения (1934—1942); начальник отдела турбинного бурения Наркомнефти (1942—1948); глав­ ный конструктор, зам. начальника СК.Б-2 Миннефтепрома (1949—1953); зав. отделом турбинного бурения ВНИИБТ (1953—1983); старший научный сотрудник того же отдела (1983—1992).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Дваж­ ды лауреат Государственной премии; Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Почетный нефтяник.

Густов Борис Михайлович (1938 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1965 г.

Слесарь, мастер НГДУ «Туймазанефть» (1959—1963); зам. начальника по подготовке нефти, зам. начальника по капи­ тальному строительству, начальник НГДУ «Арланнефть» (1963 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный нефтяник Башкирии.

Давлетшин Зигинер Шакирович (1936 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1959 г.

Оператор, инженер, мастер, начальник участка, старший инженер нефтепромысла, главный инженер НГДУ «Чекмагушнефть» (1959 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности Баш­ кирии.

Давыдов Владимир Павлович (1949—1993 гг.)

Тюменский индустриальный институт, 1971 г. Техник-геофизик, инженер-оператор, геофизик-оператор, гео­ физик-интерпретатор, старший геофизик, главный геофизик камеральной партии, начальник геологического отдела ГГП «Ямалгеофизика» (1971 — 1993).

Имеет медаль СССР.

140

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дадонов Юрий Александрович (1936 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1959 г.

Оператор, инженер, начальник участка, начальник производ­ ственно-технического отдела Коробковского нефтепроводного управления (1959—1965); главный инженер Коробковского газопроводного управления (1965—1966); зам. начальника управления по добыче газа, заведующий нефтепромыслом, главный инженер, зам. начальника Центральной инженернотехнологической службы Коробковского НГДУ (1966—1974); главный специалист технического отдела Волгоградского НИПИ нефтяной промышленности (1974—1975); начальник строительно-монтажного управления, начальник производ­ ственного отдела объединения «Нижневолжскнефть» (1975— 1984); зам. начальника управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора СССР (1984— 1990); зам. начальника Главного управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госпроматомнадзора

СССР (1990—1991); начальник Управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности, одновременно — член коллегии Госгортехнадзора РФ (1991—наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

Данелянц Сергей Михайлович (1928 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1951 г., канд.

техн. наук.

Старший инженер, начальник участка бурения, начальник отдела, главный инженер, директор конторы разведочного бурения, управляющий Трестом буровых работ (19о1—1962); зам. генерального директора объединения «Куйбышевнефть» (1962—1976); директор ВНИИТнефть (1976 — 1988).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный изобретатель РСФСР.

Данилов Петр Алексеевич (1933 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар­

ший инженер, начальник отдела конторы бурения, начальник нефтеразведок «Нижний Вал», «Кенига» объединения «Сахалиннефть» (1956-1966); начальник отдела треста «Сургутбурнефть» Главтюменнефтегаза; начальник производ-

141

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ственного отдели, начальник инженерно-диспетчерской служ­ бы объединения «Коминефть» (1966—1971); начальник спец­ экспедиции «Спецподземстроя» Мингазпрома, руководитель бригады ВНИИБТ (1971—1974); начальник отдела Управ­ ления экспертизы проектов и смет Миннефтепрома СССР

(1974—1991); эксперт ВНИИОЭНГ (1991—наст. время). Имеет отраслевые награды.

Даницкий Вацлав Викентьевич (1918 г. рожд.)

Одесский институт инженеров водного транспорта, 1943 г. Диспетчер, капитан несамоходного флота, старший диспет­ чер, начальник службы перевозок и движения флота в Уп­ равлении плавсредствами объединения «Азморнефть» (1948— 1964); начальник Управления «Каспнефтефлота», «Каспнефтегазфлота» (1964—1985); инженер группы экологической охраны моря (1985—1994).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе золотую и сере­ бряную медали ВДНХ, отраслевые награды. Заслуженный инженер АзССР, лауреат премии Совета Министров СССР,

Почетный нефтяник, Почетный работник газовой промыш­ ленности.

Данчук Сергей Дмитриевич (1933 г. рожд.)

Бугурусланский нефтепромысловый техникум, 1958 г. Слесарь по перекачке нефти, механик, начальник отдела снабжения (1958—1968); зам. начальника НГДУ «Полазианефть» (1968—1976); начальник Управления производствен­ но-технического обслуживания и комплектации оборудования объединения «Пермнефть» (1976—1995).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ, Почетный нефтяник.

Дараев Владимир Андреевич (1931 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г.

Слесарь, старший прораб, главный инженер монтажно-строи- тельной конторы, зам. начальника строймонтажного цеха НПУ «Ишимбайнефть», начальник строительно-монтажного управления треста «Башнефтепромстрой», зам. начальника НГДУ «Арланнефть» объединения «Башнефть» (1954—1972); зам. начальника Главного управления проектирования и

142

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

капитального строительства Миннефтепрома СССР (1972— 1988).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Дацик Михаил Иванович (1934 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1956 г.

Геолог, старший геолог цеха капитального ремонта скважин НПУ «Бугульманефть», начальник геологического отдела НПУ «Лениногорскнефть», НПУ «Иркеннефть» объединения «Татнефть» (1956—1965); главный геолог НГДУ «Бугурусланнефть» объединения «Оренбургнефть» (1965—1973); главный геолог объединения, АО «Удмуртнефть» (1973 —

наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный геолог СССР, Почетный нефтяник, лауреат премии имени акад. И. М. Губкина.

Дахнов Владимир Николаевич (1905—1984 гг.)

Ленинградский политехнический институт, 1930 г., докт. гео­ лого-минералогических наук, профессор.

Инженер начальник электро-разведочной партии I рознефти (1930—1932); руководитель разработки электроразведочной и промыслово-геофизической аппаратуры (1932—1934); зам. начальника технического отдела, начальник отдела Всесоюз­ ной конторы геофизических разведок (ВКГР) Главнефти (1934—1936)- зам. начальника научно-исследовательского отдела ГСТТ (1936—1938); преподаватель, доцент, профес­ сор, заведующий кафедрой промысловой геофизики, научный руководитель лаборатории ядерных методов исследовании, зам. директора Московского нефтяного института по научной работе (1938—1984).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный деятель науки и техники РСФСР, Почетный нефтя­ ник, Почетный работник газовой промышленности.

Дворецкий Аркадий Сергеевич (1927—1985 гг.)

Московский нефтяной институт, 1950 г.

Начальник отдела, главный инженер треста «Первомайбурнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1955—19/6). Имеет отраслевые награды, серебряную и бронзовую медали ВДНХ, Заслуженный рационализатор СССР.

143

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дегтева Валентина Николаевна (1942 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1966 г. Техник-вычислитель, геолог, геофизик-интерпретатор сейсмопартии, старший инженер, старший геофизик партии цифро­

вой обработки, ведущий геофизик департамента

обработки

и интерпретации ДАООТ (объединения) «Тюменнефтегеофи-

зика» (1967 — наст. время).

 

Имеет медаль СССР, Почетный нефтяник.

 

Дегтярева Людмила Владимировна (1935 г. рожд.)

 

Ленинградский горный институт, 1957 г.

 

Инженер-оператор, старший геофизик партии

ГСП ГГП

«Печорагеофизика» (1957— 1994).

 

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

 

Дейниковский Сергей Александрович (1937—1994 гг.)

Верховой рабочий, бурильщик, помощник бурового мастера, буровой мастер, мастер по сложным работам Ванаварской нефтегазоразведочной экспедиции (1955—1992); мастер Авто­ транспортного управления «Комби» ПГО «Енисейнефтегазгеология» (1992—1994).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Дементьев Константин Терентьевич (1928 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1948 г. Инженер-проектировщик Башнефтепроекта (1948—1951). старший инженер, зам. главного механика, главный механиик объединения «Башнефть», главный механик треста «Туимазанефть» (1951 — 1961); главный механик Управления Сред­ не-Волжского СНХ (1961 — 1963); главный механик, одновременно — начальник отдела главного механика объединения «Башнефть» (1963—1964); стажер в конторе по импорт)у оборудования объединения «Машиноимпорт» (1964—1964;, загранкомандировка, Румыния (1964—1966); главный механик объединения «Башнефть» (1966—1967); главный кон­ структор отдела нового оборудования и инструмента Технического управления (1967—1970); начальник отдела оборeдования Главного управления по технике, технологии и организации бурения (1970—1972) Миннефтегазпрома; главный специалист отдела химического и нефтяного машиностроения

144

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Госплана СССР (1972—1988); руководитель сектора ВНИИОЭНГ, ВНИИморнефтегаз (1988 —наст. время). Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Демидкин Юрий Владимирович (1946 г. рожд.)

Сахалинский нефтяной техникум, 1965 г.

Инженер СахалинНИПИнефть (1969—1971); мастер в НГДУ «Колендонефть» (1971—1973); командир пункта, районный инженер, командир отделения Сахалинского военизирован­ ного отряда (1973 — наст. время).

Демченко Александр Григорьевич (1933 г. рожд.)

Трудовую деятельность начал в 1952 г. в системе нефтяной промышленности. С 1962 г. до выхода на пенсию в 1988 г. возглавлял одну из лучших буровых бригад в Миннефтепроме СССР. С 1977 г. работал в Сургуте, с 1985 г. — в Когалыме.

Имеет ордена и медаль СССР, среди них орден «Трудовой Славы III степени» и отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник.

Демянченко Борис Федорович (1928 г. рожд.)

Львовский техникум железнодорожного транспорта, 1956 т. Монтажник, техник, мастер, старший инженер, главный инженер, начальник филиала АО «Связьтранснефть» — При-

окского производственно-технического

управления связи

г. Рязань (1958—1995).

 

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Денисенко Владимир Иванович (1936 г. рожд.)

Тракторист, инженер-механик ГГП

«Печорагеофизика»

(1968—1993).

 

Имеет ордена и медаль СССР.

Денисенко Лидия Григорьевна (1922—1990 гг.)

Московский нефтяной институт, 1947 г.

Инженер, руководитель группы Гипроспецпромстрой (1948— 1963); руководитель группы, главный инженер проекта Гипротрубопровод (1963—1990).

Имеет орден и медаль СССР, Почетный нефтяник

145

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дениско Виктор Иванович (1941 г. рожд.)

 

 

 

Сахалинский нефтяной техникум, 1962 г.

 

 

 

Помощник бурильщика конторы

бурения № 3

Охинского

нефтепромысла

объединения

«Сахалиннефть» (1965—1967);

респираторщик,

районный инженер, помощник командира

Сахалинского

военизированного

отряда

(1967 — наст. вре­

мя).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Имеет медали СССР.

 

 

 

 

 

 

Денисов Семен Никитич (1936 г. рожд.)

 

 

 

Канский горно-химический техникум, 1956 г.

 

Сменный буровой

мастер

Тургайской

геологоразведочной

экспедиции,

начальник участка,

старший

буровой мастер,

технический руководитель партии, главный инженер, началь­

ник Мурминской

партии

Ивановской

геологоразведочной

экспедиции

Красноярского

геологического

управления

(1956—1974); начальник Северной геологопоисковой партии,

Енисейской нефтегазоразведочной экспедиции ПО «Енисей-

нефтегазгеология»

(1974—1983);

главный

диспетчер ПО

«Енисейнефтегазгеология»,

с

1995 г. АО

«Енисейнефтегаз»

(1983 — наст. время).

 

 

 

 

 

 

Имеет медаль

СССР, отраслевые награды.

 

 

Денисов Петр Иванович (1905—1991 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1931 г. Рабочий, помощник лаборанта бакинского нефтеперегонного

завода

(1920—1927);

зам. заведующего

 

установкой

завода

им. Фрунзе в

Лугах,

старший инженер

конторы

бурения

треста

«Азнефтеразведка»

(1934—1941);

 

участие

в ВОВ

(1941 —1946);

старший инженер отдела

в

объединении «Аз-

нефть»

(1949—1951);

зам. начальника

отдела Главпром-

стройматериалов Миннефтепрома СССР

 

(1951—1957); стар­

ший инженер,

главный

специалист

ГНТК (1957—1965);

старший инженер, главный технолог Управления по произ­ водству спецматериалов Миннефтепрома СССР (1965—1976). Имеет ордена и медали СССР, среди них боевые, отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Дербенев Павел Васильевич (1922 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1951 г.

Оператор, мастер по добыче нефти (1951 — 1960); начальник

146

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

цеха добычи нефти НГДУ «Краснокамскнефть» (1960— 1977).

Имеет ордена СССР.

Дергунов Петр Васильевич (1923—1993 гг.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., канд. экономических наук.

Участник Великой Отечественной войны.

Мл. научный сотрудник Института нефти АН СССР (1954— 1955); мл. научный сотрудник, руководитель группы, старш. научный сотрудник, руководитель лаборатории ВНИИнефть (1955—1987).

Имеет боевые награды, в том числе ордена Славы III степе­ ни и Отечественной войны I степени, орден СССР, отрасле­ вые награды.

Державец Евгений Анатольевич (1947—1992 гг.)

Ухтинский горно-нефтяной техникум, 1966 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, мастер по сложным работам, главный инженер ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1966—1992).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Деркач Александр Григорьевич (1941 г. рожд.)

Командир отделения ППЧ-70 (1966—1967); командир отде­ ления Ахтырского военизированного отряда (1967 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Дешура Виктор Сергеевич (1935—1995 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1958 г.

Оператор, мастер, начальник участка, старший инженер, на­ чальник Центральной инженерно-технологической службы НПУ «Бугульманефть», «Иркеннефть» (1958—1979); началь­ ник НГДУ «Иркеннефть» (1979—1983); главный инженер АО «Сургутнефтегаз» (1983—1995).

Имеет ордена, медали СССР, отраслевые награды, Заслужен­ ный работник нефтяной и газовой промышленности РФ.

Джавадян Александр Андроникович (1929 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1955 г. Оператор по добыче нефти, мастер по оборудованию, стар-

147

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ший инженер, заведующий промыслом НПУ «Азизбекнефть», зам. начальника отдела объединения «Азнефть» (1955— 1965); замначальника, начальник отдела, зам. начальника— главный инженер Главного управления по добыче нефти, Главного технического управления (1965—1991); директор Департамента но науке и технике ГП «Роснефть» (1991 по наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Джангиров Сурен Сергеевич (1926 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1950 г., канд. техн. наук.

Старший инженер — главный инженер конторы бурения тре­ ста «Крымнефтегазразведка» (1951—1956); начальник цеха бурения, директор конторы бурения объединения «Краснодарнефтегаз» (1956—1974); старш. научный сотрудник, заве­ дующий сектором ВНИИКРнефть — НПО «Бурение» (1974— 1992).

Имеет отраслевые награды.

Джанумов Степан Серафимович (1924 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1953 г. Старший инженер, начальник СМУ треста «Азморнефтестрой» (1952—1966); главный технолог, зам. начальника от­ дела Главного управления проектирования и капитального строительства Миннефтепрома СССР (1966—1990); затем работал в тресте «Союзнефтекомплект», «Роснефтекомплект», Нефтегазснабе (1990—1994).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Джарджиманов Александр Сергеевич (1944 г. рожд.)

Грузинский политехнический институт, 1966 г.

Мастер, старший инженер, начальник службы КИПиА Мичу. ринского управления нефтепровода «Дружба» (1967—1975); начальник технического отдела Главтранснефти (1975—. 1991); начальник технического отдела корпорации «Роснефтегаз» (1991—1992); начальник технического отдела, дирек­ тор исполнительной дирекции компании «Транснефть» (1992—1993), вице-президент АК. «Транснефть» (1993 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

148

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дикмаров Владимир Федорович (1933 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1961 г.

Старший инженер, главный энергетик, начальник производ­ ственного отдела Львовского управления магистральных нефтепроводов «Дружба» (1961 — 1992); главный специалист по энергетике АООТ МН «Дружба» (1992 —наст. время)

Имеет орден и медаль СССР.

Диланян Оник Христофорович (1906—1978 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1934 г.

Трудовую деятельность начал на машиностроительных заво­ дах г. Баку (1930—1943), начальник технического отдела Главнефтемаша Миннефтепрома (1943—1948); начальник подотдела, главный специалист отдела химического и нефтя­ ного машиностроения Госплана СССР (1948—1971).

Награжден орденами СССР.

Дильмухаметов Фатхей Рахметович (1919 г. рожд.)

Стерлитамакский нефтяной техникум, 1939 г., Уфимский неф­ тяной институт, 1962 г.

Участник Великой Отечественной войны.

Помощник мастера, мастер по добыче нефти, старший инже­ нер, заведующий нефтепромыслов № 4 и № 5, начальник Цеха ППД в тресте «Туймазанефть» (1946—1965); начальник НГДУ «Южарланнефть» (1965—1972); работа в объедине­ нии «Мангышлакнефть» (1972—1979).

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны, орден и медали СССР, отраслевые награды.

Димов Владимир Иванович (1942 г. рожд.)

Сахалинский нефтяной техникум, 1974 г.

Автослесарь треста «Дальнефтеразведка» (1960—1965); ме­ ханик объединения «Сахалиннефть» (1965—1971); респираторщик, командир пункта, районный инженер, помощник командира Сахалинского военизированного отряда (1971

наст. время).

Диниченко Иван Калистратович (1946 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1969 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, старший инженер в Сур-

149

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

гутской конторе

бурения (1964 — 1975);

главный технолог

Урайского УБР

(1975—1979); главный

инженер Сургутского

УБР-1, начальник Сургутского УБР-3, зам. генерального ди­ ректора ПО «Сургутнефтегаз» (1978—1988).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Дмитриев Евстафий Яковлевич (1902—1992 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1929 г. Старший геолог, зам. главного геолога, главный геолог на предприятиях «Азнефти» (1929—1948); зам. начальника Гео­ логического управления Миннефтепрома СССР (1948—1950); старший референт по нефтяной промышленности СМ СССР

(1950—1957); зам. начальника Главгеологии при СМ РСФСР (1957—1962); начальник Геологического управления Госкомнефтедобычи, начальник подотдела Госплана СССР

(1962—1978).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Лауреат Государственной премии, Заслуженный геолог РСФСР.

Дмитриев Олег Николаевич (1935 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1958 г., канд. техн. наук.

Оператор, механик, старший инженер, зам. заведующего нефтепромыслом «Азизбекнефть» объединения «Азнефть» (1958—1965); руководитель группы, главный инженер Азер­ байджанского филиала ВНИИнефть (1966—1971); главный технолог Управления по добыче нефти Миннефтепрома СССР

(1971—1981); руководитель группы МИНХ и ГП, начальник технологического отдела, заведующий лабораторией ВНИИнефть (1981—наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Дмитриев Николай Гаврилович (1922 г. рожд.)

Ухтинский горно-нефтяной техникум, 1960 г. Участник Великой Отечественной войны.

Начальник полевых гравиметрических партий (1946—1963); старший геофизик отдела, начальник тематических и картосоставительских гравиметрических партий ГГП «Печорагеофизика» (1967-1978).

Имеет медали СССР.

150

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Доброхотов Александр Петрович (1935 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1959 г.

Бурильщик, буровой мастер Чернушинской нефтеразведки (1959—1973); преподаватель по курсу «Бурение нефтяных и газовых скважин» Пермского нефтяного техникума (1973 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ.

Добрякова Евдокия Павловна (1931 г. рожд.)

Саратовский нефтяной техникум, 1965 г.

Инженер планового отдела треста «Калмнефтегазразведка», руководитель группы, бюро и партии проектов и смет треста «Ярославнефтегазразведка» объединения «Волгокамскгеология» и ГНПП «Недра» (1962 —наст. время).

Добычин Станислав Николаевич (1941 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1970 г.

Оператор по исследованию скважин, оператор по добыче нефти и газа, начальник смены Чернушинского НПУ объеди­ нения «Пермнефть» (1959—1977); оператор по добыче нефти и газа, технолог НГДУ «Мегионнефть» (1977—1981); мастер по исследованию скважин НГДУ «Покачевнефть» (1981 — 1985); мастер по добыче нефти и газа, мастер по исследова­ нию скважин АООТ «Черногорнефть» (1985 —наст. время). Имеет отраслевые награды.

Долгорукова Нина Евгеньевна (1922—1992 гг.)

Московский энергетический институт, 1946 г.

Старший инженер Главвостокнефтедобычи Миннефтепрома, старший инженер цеха Гипроспецнефть (1952—1957); инже­ нер отдела нефти и газа Госплана РСФСР (1957—1960); старший инженер отдела капитального строительства ВСНХ, СНХ РСФСР (1960—1965); старший инженер, зам. начальника отдела, начальник отдела Главного управления проектирования и капитального строительства Миннефте­ прома СССР (1965—1986).

Имеет отраслевые награды.

151

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Довгополюк Иван Михайлович (1929 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1954 г.

Директор Березовской производственно-геофизической кон­ торы, главный инженер, управляющий, главный геофизик треста «Тюменнефтегеофизика» (1964—1990).

Имеет отраслевые награды.

Долганов Виктор Сергеевич (1945 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1972 г.

Техник-геолог, инженер-геолог, старший геолог Мозырской конторы глубокого бурения, инжнер-геолог, старший геолог Калинковичской НРЭ, технолог по испытанию, старший геолог Хорейверской НГРЭ (1966—1980); геолог, старший геолог, зам. начальника бурового комплекса по геологии, веду­ щий геолог ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1980 — наст. время).

Долина Любовь Петровна (1911 —1986 гг.)

Ленинградский Государственный университет, 1934 г., канд. геолого-минералогических наук.

Старш. научный сотрудник, руководитель лаборатории ВНИИнефть (1955—1978).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Домрачева Мария Андреевна (1919 г. рожд.)

Оператор по перекачке нефти в НГДУ «Полазнанефть» объединения «Пермнефть» (1950—1974).

Имеет орден Ленина.

Донауров Борис Николаевич (1916 г. рожд.)

Магнитогорский горно-металлургический институт, 1944 г. Трудовую деятельность начал в 1942 г., главный инженер Строительно-монтажного управления Татнефтепромстроя (1950—1953); начальник Бугульминского проектно-сметного отдела Гипротатнефть (1953—1955); директор Гипротатнефть (1955—1957); зам. начальника отдела капитального строи­ тельства Татарского СНХ (1957—1958); главный инженер треста № 14, г. Казань (1958—1959); зам. начальника Уп­ равления нефтяной промышленности, начальник отдела

152

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

капитального строительства Татарского СНХ (1959—1963); Министр коммунального хозяйства Татарской АССР (1963— 1963); зам. начальника по строительству Управления нефте­ газодобывающей промышленности Средне-Волжского СНХ (1963—1965); зам. начальника, одновременно — главный ин­ женер Управления капитального строительства Миннефте­ прома СССР (1965—1980); старш. научный сотрудник ВНИИОЭНГ (1980-1990).

Имеет орден и медаль СССР, Почетный нефтяник.

Донгарян Шаген Саакович (1928 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1950 г. Мастер, прораб, главный инженер строительного участка, треста, управляющий трестом «Бугульманефтестрой» (1950 — 1960); член Совета Татарского СНХ, начальник Управления строительства и промстройматерналов (1960—1963); началь­ ник комбината «Татнефтестрой» (1963—1965); зам. Мини­ стра нефтяной промышленности (1965—1989); эксперт Машиноимпорта МВС — представитель Миннефтепрома в Ираке (1989—1990); руководитель службы экспертизы СП «Совэнергодиагностика»; вице-президент секции АО РТСБ «Топ­ ливно-энергетической биржи» (1990—1992); первый зам. ге­ нерального директора АО «Российская инновационная топ­ ливно-энергетическая компания» (АО РИТЭК) (1990 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, лауреат Государственной премии, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина, Заслуженный строитель РСФСР.

Доронин Алексей Егорович (1947 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1978 г.

Оператор по добыче нефти ПО «Ставропольнефть» (1968— 1970); оператор подземного ремонта скважин НГДУ «Богатовскнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1970—1979); мастер УБР № 2 «Запсиббурнефть» (1979—1982); зам. на­ чальника цеха технологических процессов «Урьевнефть», старший технолог цеха добычи объединения «Черногор­ нефть», технолог НГДУ «Мегноннефть» (1982—1989); зам. начальника цеха добычи, главный технолог УЭиРТ АООТ «Черногорнефть» (1990 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

153

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дорохов Олег Иванович (1930—1980 гг.)

Московский нефтяной институт, 1953 г., канд. техн. наук. Мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник, руково­ дитель лаборатории ВНИИнефть (1953—1970); старш. науч­ ный сотрудник ПечорНИПИнефть (1970—1974); руководи­ тель сектора ВНИИОЭНГ (1974—1980).

Имеет серебряную медаль ВДНХ, отраслевые награды, лау­ реат Ленинской премии.

Дохсаньянц Арам Иванович (1927 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1957 г.

Инженер-оператор, старший инженер, начальник партии, главный инженер экспедиции, начальник экспедиции ГГП «Печорагеофизика» (1957—1988).

Имеет отраслевые награды.

Драчев Николай Алексеевич (1947 г. рожд.).

Вышкомонтажник, мастер (1971—1974); прораб вышкомон­ тажного цеха Осинского УБР объединения «Пермнефть» (1974 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Дробжев Николай Иванович (1946 г. рожд.)

Электромонтер энергоцеха НПУ «Шаимнефть» (1966—1977); электромонтер сетевого района УРС ПО «Урайэнергонефть» (1977 — наст. время).

Имеет орден Трудовой славы III степени.

Дроздев Михаил Григорьевич (1928 г. рожд.)

Бугурусланский нефтяной техникум, 1970 г.

Бурильщик, буровой мастер Отрадненского управления буро­ вых работ объединения «Куйбышевнефть» (1956—1986). Имеет орден Трудовой Славы III степени, другие ордена

СССР и отраслевые награды, лауреат Государственной пре­ мии, Почетный гражданин г. Отрадный.

154

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дронговский Юлиан Марианович (1923 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1948 г.

 

Участник Великой Отечественной

войны.

 

Инженер треста «Нефтепроводпроект» (1948—1950); руково­

дитель

группы

Гипротранснефть,

зам. начальника

отдела

автоматики, телемеханики, главный специалист технического

отдела

Гипротрубопровода

(1950—1992).

 

Имеет

ордена,

в том числе

орден Отечественной

войны

II степени, и медали СССР .

 

 

 

Дручинин

Владислав Егорович (1943 г. рожд.)

 

Тюменский индустриальный институт, 1968 г.

Заведующий глинохозяйством, помощник бурильщика, буро­ вой мастер Мегионской конторы бурения (1968—1970); бу­ рильщик, старший инженер, начальник Районной инженерно-

технологической

службы,

главный технолог,

главный инже­

нер Сургутского

УБР-1

(1970—1983);

зам.

генерального ди­

р е к т о р а — н а ч а л ь н и к управления

по

бурению

ПО «Сургут­

нефтегаз» (1983—1988);

зам.

генерального

директора АО

«Сургутнефтегаз»

(1988 — наст. время).

 

 

Имеет орден и медаль СССР .

Дубинин Александр Захарович (1915—1968 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1940 г. Старший геолог промысла, начальник геологического отдела,

главный геолог, зам. начальника

объединения «Куйбышев­

нефть»

(1940—1957); зам.

начальника Главного геологиче­

ского управления Куйбышевского СНХ, ВСНХ, СНХ Р С Ф С Р

(1957—1964); начальник отдела нефти и

газа Госкомгеоло-

гии С С С Р

(1964—1965);

зам.

директора,

главный

геолог

В Н И И г е о ф и з и к а

(1965—1968).

Один из

первооткрывателей

Девонской нефти в Куйбышевской области.

 

 

Имеет ордена

и

медали

СССР,

среди

них

орден Ленина,

лауреат

Ленинской

премии.

 

 

 

 

 

Дубинский Шулим Хайкелевич (1931 г. рожд.)

 

 

 

Грозненский нефтяной институт, 1953 г.

 

 

 

Механик,

главный

механик, заведующий

мастерской,

зам.

начальника,

начальник

цеха

 

НГДУ

«Октябрьскнефть»

155

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1953—1959); главный инженер Серафимовского строитель­ но-монтажного управления (1959—1961); начальник отдела, зам. генерального директора по капитальному строительству ПО «Башнефть» (1961—наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслуженный строитель Республики Башкор­ тостан.

Дубова Тамара Ивановна (1937 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1959 г. Инженер-интерпретатор, геофизик, старший геофизик, на­ чальник полевых и камеральных электроразведочных партий (1959—1979); старший геофизик, начальник отдела (1980— 1987); ведущий инженер отдела кадров ГГП «Печорагеофизика» (1988 — наст. время).

Имеет орден СССР.

Дубовицкий Юрий Анисимович (1940 г. рожд.)

Всесоюзный заочный нефтяной техникум, 1967 г.

Оператор по добыче нефти и газа, старший технолог, началь­ ник отдела Коробковского газопромыслового управления (1963—1977); начальник смены Центральной инженернотехнологической службы (ЦИТС), начальник цеха добычи нефти и газа НГДУ «Белозернефть» (1977—1985); началь­ ник ЦИТС, начальник производственно-диспетчерской служ­ бы, директор департамента управления производством АООТ «Черногорнефть» (1985 —наст. время).

Имеет медаль СССР, медаль ордена «За службу перед Оте­ чеством II степени РФ», отраслевые награды.

Дубровский Виктор Николаевич (1939 г. рожд.)

Машинист подъемника А-50 В-СНГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1963 — наст. время).

Имеет ордена и медаль СССР, отраслевые награды.

Дудин Виктор Дмитриевич (1944 г. рожд.)

Буровой мастер, машинист буровой установки ГГП «Печорагеофизика» (1966—1994).

Имеет орден СССР.

156

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дудолкин Анатолий Гаврилович (1936 г. рожд.)

Слесарь-монтажник СУ-14 сварочно-монтажного треста Главгаза СССР (1960—1964); сварщик, мастер по сварке, сварщик Базы производственного обслуживания Мичурин­ ского управления нефтепровода «Дружба» (1964 — наст. вре­ мя).

Имеет ордена и медаль СССР.

Дулепов Юрий Аркадьевич (1936 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1960 г. Инженер-геолог Полазненской КТБ (1960—1964); старший геолог НПУ «Полазнанефть» (1964—1969); главный геолог НПУ «Осинскнефть» (1969—1977); главный геолог объедине­ ния «Пермнефть» (1977—1995); зам. начальника отдела объединения «Пермнефть» (1995 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный гео­ лог РСФСР, Почетный нефтяник.

Дуля Владимир Федорович (1937 г. рожд.)

Новосибирский институт инженеров водного транспорта, 1960 г., Уральский государственный университет, 1971 г.

С 1967 по 1982 г. работал в системе Главтюменнефтегаза, руководил созданием материальной базы органов снабжения нефтяников Западной Сибири. С 1982 по 1990 г. работал в Межведомственной территориальной комиссии при Госплане

СССР. В 1990—1993 —начальник УПТОиКО Главтюменнеф­ тегаза; с 1993 по настоящее время — Генеральный директор АО «Тюменнефтекомплектсервис».

Имеет отраслевые награды.

Дунюшкин Дмитрий Игнатьевич (1928 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1949 г.

Мастер, старший инженер тампонажной конторы, старший инженер, старший механик конторы бурения треста «Туймазабурнефть», главный механик НПУ «Ишимбайнефть» объеди­ нения «Ба'шнефть» (1949—1957); зам. начальника отдела

157

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Управления нефтедобывающей промышленности Башкирского СНХ (1957—1963); начальник отдела нефтедобывающей и нефтехимической промышленности Средне-Волжского СНХ (1963—1965); начальник отдела объединения «Куйбышевнефть» (1965—1966); начальник отдела Управления рабочих кадров, труда и зарплаты, Главного планово-экономического управления Миннефтепрома СССР (1966—1991); главный экономист Департамента экономики, финансирования и раз­ вития рыночных отношений корпорации «Роснефтегаз», на­ чальник отдела ГП «Роснефть» (1991—наст. время).

Имеет медали СССР и отраслевые награды. Почетный неф­ тяник.

Дурасов Николай Егорович (1926 г. рожд.)

Бугурусланский нефтяной техникум, 1954 г. Служба в Советской Армии (1943—1950).

Оператор по добыче нефти, помощник мастера, мастер, стар­ ший механик, главный инженер автотранспортной конторы НПУ «Азнакаевскнефть» объединения «Татнефть» (19541964); старший механик, мастер, главный механик, заведующий промыслом, начальник базы производственного обслу­ живания НГДУ «Сургутнефть» (1964—1993).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Дюсуше Сергей Александрович (1937—1984 гг.)

Московский нефтяной институт, 1960 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, инженер, начальник участка бурения экспедиции треста «Войвожнефтегазразведка» (1960—1966); главный инженер НРЭ № 1 треста «Byк-' тылнефтегазразведка» Ухтинского территориального геоло гического управления (1966—1970); главный инженер, начальник НРЭ № 4, главный инженер ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1970—1984).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник народного хозяйства Коми АССР.

Дьяковский Иван Сергеевич (1932 г. рожд.)

Буровой рабочий Чапаевской конторы бурения треста «Чапаевскбурнефть» (1953—1954, 1957—1958); буровой рабочий

158

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

конторы бурения 1 треста «Куйбышевнефтеразведка», по­ мощник бурильщика, бурильщик конторы бурения №4 треста буровых работ № 2 объединения «Куйбышевнефть» (1958— 1970); бурильщик Бузулукского УБР объединения «Оренбургнефть» (1970—1987).

Имеет орден Ленина, орден Трудового Красного Знамени, медаль СССР, отраслевые награды.

Дьяченко Любовь Парфентьевна (1935 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1964 г. Коллектор, старший геолог Коханской КРБ объединения «Куйбышевнефть»; старший геолог конторы бурения № 1 треста «Первомайбурнефть»; старший геолог ПрилукскоЛеляковского НПУ, геолог треста «Черниговнефтегазразведка»; геолог Хорейверской НРЭ Архангельского ПГО (1956— 1981); старший геолог, начальник группы комплексно-тема­ тической экспедиции, ведущий геолог партии ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1981—наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Дымин Семен Семенович (1922 г. рожд.)

Московский энергетический институт, 1967 г. Участник Великой Отечественной войны.

Старший инженер Главнефтеснаба РСФСР (1964—1970); главный энергетик Главтранснефти (1970—1988), треста «Оргэнергонефть» (1988—1992); начальник службы энерге­ тики Внешнеэкономической ассоциации «Мир и согласие» (1992—1994).

Имеет боевые ордена и медали, в том числе орден Отече­ ственной войны II степени, медали СССР, отраслевые на­ грады.

Евдощенко Михаил Федорович (1935 г. рожд.)

Северо-Осетинский нефтяной техникум, 1954 г., Грозненский нефтяной институт, 1977 г.

Техник НИС объединения «Татнефть» (1954—1954); слесарь, оператор, механик нефтепромысла, старший механик цеха капитального ремонта скважин НПУ «Сунжанефть» (1957— 1904); директор Карабулакского завода химреагентов (1964—1982); зам. начальника НПУ «Сунжанефть» (1982—

1983).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

159

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Евсеенко Михаил Андрианович (1908—1985 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1936 г.

Зам. заведующего промыслом, управляющий трестом «Лениннефть» Азнефтекомбината (1936—1937); председатель Бакинского совета (1937—1938); начальник Главного управ­ ления нефтедобычи, зам. Наркома нефтяной промышленности (1938—1940); начальник Азнефтекомбината (1940—1942); зам. народного комиссара нефтяной промышленности (1942—1946); Министр нефтяной промышленности восточных районов (1946—1954); первый зам. Министра нефтяной про­ мышленности (1948—1954); зам. председателя Бюро по ме­ таллургии топливной промышленности и геологии при СМ

СССР (1954—1955); Министр нефтяной промышленности (1955—1957); зам. председателя Госплана РСФСР (1957— 1958); председатель Чечено-Ингушского СНХ (1958—1963); зам. начальника Главного управления геологии и охраны недр при СМ СССР, зам. председателя Геологического ко­ митета РСФСР (1963—1965); первый зам. Министра Мингео

СССР (1965—1976).

Награжден четырьмя орденами Ленина и другими орденами и медалями СССР.

Егоров Михаил Александрович (1923 г. рожд.)

Донецкий индустриальный институт, 1950 г.

Главный инженер Ждановской обогатительной фабрики (1950—1954); главный инженер Константиновского завода «Утяжелитель» (1954—1994).

Имеет орден СССР, Почетный нефтяник, лауреат премии Совета Министров СССР, Заслуженный работник промыш­ ленности УССР.

Егоров Владимир Петрович (1939 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1968 г.

Техник, мастер электрохимической защиты линейной произ­ водственно-диспетчерской станции «Сызрань» нефтепровода «Дружба» (1965 — наст. время).

Имеет медаль СССР.

Егоров Владимир Петрович (1933 г. рожд.)

Слесарь Сургутской НГРЭ, ЦБПО «Обьнефтегазгеология» (1964—1985); слесарь по ремонту бурового оборудования

160

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ё-СНГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1985 —наст. время). Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Егоров Константин Константинович (1940 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1967 г. Помощник бурильщика Сырьянской нефтеразведки треста «Татнефтеразведка» (1958—1959); буровой мастер, старший инженер участка бурения конторы разведочного бурения №5 треста «Бузулукбурнефть» (1967—1970); зам. начальника отдела, зам. начальника, начальник Районной, затем Цен­ тральной инженерно-технологической службы, главный инже­ нер Бузулукского УБР объединения (АО) «Оренбургнефть» (1970 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Егоров Борис Михайлович (1935 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1958 г.

Старший инженер, руководитель группы, главный технолог отдела, начальник отдела, главный инженер проектов, зам. главного инженера института Гипровостокнефть (1962— 1975); главный технолог, начальник отдела Главного управ­ ления проектирования и капитального строительства Миннефтепрома СССР (1975—1985, 1986—1991); зам. начальни­ ка СоюзпроектНИИнефть (1985—1986); главный специа­ лист, начальник отдела, главный экономист, и.о. зам. дирек­ тора Департамента корпорации «Роснефтегаз», ГП «Рос­ нефть» (1991 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник.

Егоров Константин Петрович (1921 — 1992 гг.)

Саратовский Государственный университет, 1953 г Старший геолог, начальник НИЛ Жирновского НПУ объеди­ нения «Сталинграднефть» (1953-1966); главный геолог

Коробковского НПУ объединения «Нижневолжскнефть», треста «Жирновскнефтегазразведка», Жирновского УБР объ­ единения «Нижневолжскнефть» (1966—1976); начальник смены ЦИТС Жирновского УБР объединения «Нижневолжск­ нефть» (1976—1981).

Имеет отраслевые награды.

П-500

1 6 1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Егурцов Алексей Николаевич (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1954 г.

Начальник участка, старший инженер, главный инженер, директор укрупненного промысла Восточное Эхаби; начальник отдела Сахалинского совнархоза; директор нефтепромысла Тунгор; главный инженер объединения «Сахалиннефть», начальник магистрального нефтепроводного управления Всесоюзного промышленного объединения «Сахалинморнефтегазпром»; начальник, зам. начальника Центральной инже­ нерно-технологической службы объединения (АО) «Сахалинморнефтегаз» (1954 —наст. время).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, золотую, серебряную и бронзовую медали ВДНХ

СССР, Почетный гражданин г. Оха. Ейкина Татьяна Семеновна (1933 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1954 г.

Техник-геолог, геолог, старший геолог участка Переславскои, Центральной, Арктической НГРЭ треста «Ярославнефтегазразведка», ПГО «Волгокамскгеология» и ПГО «Архангельскгеология» (1954 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Екимов Юрий Аркадьевич (1940 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1978 г.

Помощник бурильщика Усть-Вилюйской нефтеразведки, бурильщик Долганской, Семеновской, Хребтовской нефте­ разведок Красноярской конторы разведочного бурения (1958—1967); бурильщик конторы бурения № 3 треста «Дальнефтегазразведка», Эвенкийской НГРЭ, старший ин­ женер-диспетчер, буровой мастер, старший инженер отдела, начальник цеха испытания, зам. главного инженера по тех­ нике безопасности, начальник отдела охраны труда и техни­ ки безопасности Эвенкийской НГРЭ треста «Красноярскнефтегазразведка» (1967 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Елесин Николай Михайлович (1938 г. рожд.)

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик Осинского УБР объединения «Пермнефть» (1962—1994).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

162

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Елисеев Николай Константинович (1924 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1965 г. Участник Великой Отечественной войны.

Трудовую деятельность начал в 1944 г. дизелистом Садкинской нефтеразведки (Куйбышевская область); механик уча­ стка Серноводской конторы бурения (1946—1950); главный механик конторы бурения треста «Ставропольбурнефть» (1950—1953); главный механик, начальник цеха конторы бу­ рения треста «Чапаевскнефть» (1953—1958); главный меха­ ник конторы бурения № 2 Треста буровых работ, главный инженер вышкомонтажной конторы (г. Отрадный) (1958 1964); руководитель сектора КуйбышевНИИНП (1904— 1965); главный механик треста «Первомайбурнефть» (1965— 1966); главный механик объединения «Белоруснефть» (1966—1985).

Имеет боевые награды, медали СССР и отраслевые награды.

Елисаветский Лев Борисович (1936 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1964 г.

Инженер КИПиА Куйбышевского управления нефтепровода «Дружба» (1964—1964); инженер КИПиА, старший инже­ нер, руководитель группы телемеханики Брянской комплекс­ ной лаборатории управления магистральных нефтепроводов «Дружба» (1964—1976); начальник участка телемеханики и связи, начальник участка линейно-технологической службы, начальник участка, главный специалист АСУТП, начальник участка АСУТП специализированного управления по ликви­ дации аварий на магистральных нефтепроводах «Дружба» (1977 — наст, время).

Ельчанин Павел Федорович (1928 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1946 г., Уфимский нефтя-

ной институт, 1952 г.

Инженер Уфимского филиала Уимтнефти (1964-1952); инженер, заведующий промыслом НПУ «Бугульманефть», «Азнакаевскнефть», «Актюбанефть» ПО «Татнефть» (19521966); начальник НПУ, начальник отдела НГДУ «Сургутнефть», «Запсибнефтеавтоматика» (1966—1988).

Имеет отраслевые награды.

163

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Елтышева Людмила Николаевна (1921) г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1945 г.

Техник по исследованию скважин объединения «Краснокамскнефть» (1945—1949); техник, инженер по бурению, инженер по технике безопасности объединения «Пермнефть» (1949—1957); старший инженер, руководитель группы неф­ тяного отдела, главный инженер проектов ПермНИПИнефти (1957—1988).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Емельянова Лидия Адамовна (1936 г. рожд.)

Лаборант, инженер цеха промывочных жидкостей Речицкого УРБ (1965—1982); лаборант цеха буровых растворов Тампонажного управления объединения «Белоруснефть» (1982— 1991).

Имеет орден Трудовой Славы III степени, медаль СССР,

отраслевые награды.

Емельянов Иван Дмитриевич (1924 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1954 г.

Инженер, начальник участка бурения, начальник ПТО К.РБ Ухтинского комбината, Ухтинского территориального геоло­ гического управления (1954—1962); начальник геолого-поис­ ковой экспедиции, начальник производственного отдела тре­ ста «Войвожнефтегазразведка», начальник НРЭ № 2 Ухтин­ ского территориального геологического управления (1962— 1974); работа в Бангладеш (1974—1976); зам. главного ин­ женера по технике безопасности ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1976—1987).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Емельянов Евгений Николаевич (1927 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1954 г. Старший инженер на предприятиях Укрнефти, Средазнефтеразведки (1954—1957); старший инженер Управления нефти и газа СНХ, командировка на три года в Индию, начальник отдела трестов Станиславбурнефть, Прикарпатбурнефть, на­ чальник отдела объединения Укрзападнефтегаз (1957—1966); главный технолог, зам. начальника Упрнефтедобычи Мин-

164

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефтепрома СССР (1966—1970), начальник Управления (1970—1990); заведующий лабораторией проблем безопасно­ сти нефтяной промышленности Госгортехнадзора СССР

(1990 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Елыманов Юрий Ильич (1936 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1978 г.

Оператор по добыче нефти Сызрано-Заборовского нефтепро­ мысла (1954—1955); машинист-электрик, инженер-диспетчер, старший инженер-диспетчер Сызранского районного нефтепроводного управления (1959—1963); старший инженер-дис­ петчер Брянского районного нефтепроводного управления (1963—1968); начальник товарно-транспортного отдела Уп­ равления магистральными нефтепроводами Западной и Севе­ ро-Западной Сибири (1968—1979); начальник лаборатории Объединенного диспетчерского управления Главтранснефти, работа в Польше (1979—1982); главный метролог, началь­ ник производственного отдела баланса и качества нефти, на­ чальник производственного отдела, зам. начальника произ­ водственного отдела Управления магистральными нефтепро­ водами Западной и Северо-Западной Сибири, АО «Сибнефтепровод» (1982 —наст. время).

Имеет медали СССР.

Еремин Георгий Петрович (1929 г. рожд.)

Бурильщик в Сургутской нефтеразведочной экспедиции (1943—1967); буровой мастер Сургутского УБР (19671977); там же мастер по сложным работам (1977—1985).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Ермаков Анатолий Александрович (1933 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1956 г.

Помощник бурильщика Кинель-Черкасскои конторы разве­ дочного бурения треста «Куйбышевнефтеразведка» (1956— 1957); старший инженер, начальник отдела, начальник Цен­ тральной инженерно-технологической службы, главный ин­ женер, начальник НГДУ «Бугурусланнефть» объединения «Оренбург-нефть» (1957-1995); руководитель фирмы «Баитекс» (1995 —наст. время).

165

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ.

Пронина Любовь Павловна (1930 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г.

Оператор, геолог цеха, геолог, старший геолог отдела НПУ объединения «Грознефть» (1954—1963); старший инженер Госкомнефтедобычи, старший инженер, главный технолог Управления по разработке нефтяных и газовых месторожде­ ний Миннефтепрома СССР (1965—1986).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Еронин Василий Алексеевич (1907 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1931 г., канд. техн. наук. Шофер АТК Грознефти (1925—1928); инженер, главный ин­ женер треста «Октябрьнефть» объединения «Грознефть» (1931 —1942); главный инженер ПО «Казахстаннефть» (1942—1947); заведующий промыслом треста «Туймазанефть», главный инженер объединения «Татнефть» (1947— 1956); директор ТатНИИ (1956—1964); начальник подотдела Отдела нефтяной промышленности Госплана СССР (1964— 1965); начальник отдела Управления добычи Миннефтепро­ ма СССР (1965—1970); начальник отдела ВНИИОЭНГ (1970—1983).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Ерофеев Владимир Дмитриевич (1936 г. рожд.)

Вышкомонтажник, бухгалтер, старший бухгалтер разведоч­ ных партий треста «Союзбургаз» (1961—1965); главный бухгалтер Тарко-Салинской нефтеразведочной экспедиции, Тазовской геофизической экспедиции объединения «Ямалгеофизика» (1965—1989).

Ерофеев Николай Семенович (1911 — 1993 гг.)

Московский нефтяной институт, 1935 г.

Геолог, начальник партии, начальник отдела, главный гео­ лог треста «Сахалиннефть», главный геолог, зам. начальни­ ка объединения «Дальнефть» (1935—1950); главный геолог

166

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

треста «Бугульманефть», начальник отдела, зам. главного геолога объединения «Татнефть» (1950—1954); главный гео­ лог, зам. начальника Главзападнефтедобычи Миннефтепрома СССР (1954—1956); начальник Геологического управле­ ния Главгаза СССР (1956—1964); зам. председателя Госкомнефтедобычи (1964—1965); зам. Министра, член коллегии Миннефтепрома СССР (1965—1977); заведующий сектором, консультант ИГиРГИ (1978—1984).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Заслу­ женный деятель науки и техники РСФСР, Почетный нефтя­ ник, Заслуженный геолог РСФСР.

Ерхов Михаил Васильевич (1911 —1969 гг.)

Дорожник, техник (1930—1937); прораб, старший прораб Северокамской, Полазненской, Лобановской, Куединской нефтеразведок треста «Пермнефтеразведка» (1937—1958).

Имеет орден Ленина, медаль СССР.

Ершов Альберт Михайлович (1932 г. рожд.)

Казанский Государственный университет, 1955 г. Инженер-геолог сейсмической партии БашНИПИнефть, НГДУ «Туймазанефть» (1955—1964); главный геолог НГДУ «Чекмагушнефть» (1964 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный геолог Башкирии.

Ершов Алексей Михайлович (1925—1990 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1956 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инженер, старший инженер-конструктор, главный технолог, начальник экспериментального участка бурения, инженер по сложным работам Отрадненского УБР объединения «Куйбы­ шевнефть» (1956—1988).

Имеет боевые и отраслевые награды, серебряную медаль ВДНХ, Заслуженный рационализатор СССР, лауреат Госу­ дарственной премии.

Есин Евгений Ильич (1938 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1968 г.

Токарь, инженер-технолог, старший инженер Октябрьского

167

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

завода «Нефтеавтоматика» объединения «Башнефть» (1961 — 1968); старший инженер треста «Сургутбурнефть», буровой мастер, начальник отдела УБР-1, главный инженер УБР-2 АО «Сургутнефть» (1968 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР и отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

Ефименко Владимир Иосифович (1936 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1958 г.

Помощник бурильщика, инженер по технике безопасности, начальник участка глубокого бурения, старший инженер по бурению, начальник Красноленинской партии глубокого бу­ рения (1958—1962); старший инженер Полноватской партии, начальник Охтеурской партии, буровой мастер, начальник производственно-технического отдела Вахской экспедиции (1962—1968); старший инженер Производственного управле­ ния Мингео СССР (1968—1972); главный инженер Эвенкий­ ской экспедиции треста «Красноярскнефтеразведка» (1972— 1973); главный технолог Правдинской экспедиции, началь­ ник смены Районной инженерно-технологической службы Главтюменьгеологии (1973—1981); ведущий специалист про­ изводственного управления, главный специалист Главного производственного управления, инженер I категории отдела геолого-разведочного производства и промышленности Мин­ гео СССР (1981 — 1991); начальник отдела по надзору за буровыми и геолого-разведочными работами Управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора РФ (1991—наст. время).

Ефимова Галина Алексеевна (1942 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1968 г.

Инженер, старший научный сотрудник, заведующая секто­ ром, заведующая отделом химических методов защиты труб от коррозии ВНИИТнефть (1968 — наст. время).

Имеет медаль СССР, Почетный нефтяник.

Ефремов Иван Сергеевич (1937 г. рожд.)

Всесоюзный заочный финансово-экономический институт,

1964 г.

Старший экономист-финансист, зам. начальника ПЭО, глав-

168

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ный бухгалтер Коробковского НГДУ ПО «Нижневолжскнефть» (1968—1974); начальник финансового отдела, глав­ ный бухгалтер ПО «Нижневолжскнефть», АО «ЛУКойлНижневолжскнефть» (1974 — наст, время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник Минтопэнерго РФ.

Ефремов Василий Петрович (1920 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1950 г.

Инженер-технорук Уруссинской нефтебазы Башкирского нефтепроводного управления (1950—1952); старший инже­ нер, зам. начальника отдела Главнефтеснаба РСФСР (1952— 1962); главный специалист, одновременно— зам. начальника отдела Госкомитета СМ СССР по топливной промышленно­ сти (1962—1963); главный специалист Госкомитета химиче­ ской и нефтяной промышленности (1963—1964); зам. на­ чальника отдела Госкомитета нефтедобывающей промыш­ ленности при Госплане СССР (1964—1965); начальник отде­ ла Министерства нефтедобывающей промышленности (1965— 1970); зам. начальника Главтранснефти (1970—1981); стар­ ший диспетчер Объединенного диспетчерского управления системы магистральных нефтепроводов Главтранснефти (1981-1987).

Имеет медали СССР, две серебряные медали ВДНХ, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирской АССР.

Ефремов Федор Герасимович (1906—1972 гг.)

Промышленная академия в г. Баку, 1939 г.

Работа на бакинских и узбекских промыслах (1939—1947); Работа в Татарин (1947—1950); управляющий трестом «Баш-

востокнефтеразведка» (1950—1967).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, лауреат Государственной премии, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Жабрев Игорь Павлович (1926 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1949 г., докт. геолого-минералогических наук, профессор.

Геолог, старший геолог, начальник партии объединения «Азнефтеразведка» (1948-1956); старш. научный сотрудник, заведующий геологическим отделом Краснодарского филиа-

169

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ла ВНИИнефть (1956—1965); начальник отдела, зам. на­ чальника Главного геологического управления Миннефтепрома СССР (1965—1973); начальник Геологического управ­ ления Мингазпрома (1973—1988); главный научный сотруд­ ник Государственного института по проблемам нефти и газа (1988 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Почетный работник газовой промышленности, лауреат Государственной премии.

Жаворонков Евгений Никитич (1926 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1955 г.

Работать начал в 1955 г. в объединении «Татнефть». Инже­ нер, главный инженер, директор конторы бурения треста «Пермвостокнефтеразведка» (1955—1965); директор конторы бурения, главный инженер, зам. управляющего трестом «Сургутбурнефть» (1965—1971); управляющий трестом «Сургутнефтеспецстрой» (1971—1985).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Жарков Кондратий Васильевич (1911 1985 гг.)

Всесоюзный заочный финансово-экономический институт, 1960 г.

Главный бухгалтер ОРСа завода «Красный молот» ЧеченоИнгушской АССР (1946—1951); главный бухгалтер треста «Нефтетара», старший инженер Главнефтегаза Миннефтепрома СССР (1951 — 1956); зам. начальника финансового отдела Главгаза СССР (1956—1958); зам. начальника ПЭО Главнефтеснаба СССР, начальник финансового отдела Госкомнефтедобычи (1959—1965); начальник Финансового уп­ равления Миннефтепрома СССР (1965—1980).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Жатько Валентин Иванович (1947 г. рожд.)

Дрогобычский нефтяной техникум, 1982 г.

Оператор, мастер по добыче нефти и газа Нефтегазодобыва­ ющего управления «Речицанефть» объединения «Белоруснефть» (1969 —наст. время).

Имеет ордена Трудовой Славы I, II и III степени, отрасле­ вые награды.

170

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Жванецкий Хаим Фроимович (1909—1972 гг.)

Московский нефтяной институт, 1941 г.

Инженер участка объединения «Туркменнефть» (1941 — 1945); старший инженер Технического управления Миннефтепрома СССР (1945—1957); руководитель группы, главный инженер проекта ВНИИБТ (1957—1964); главный специа­ лист Технического управления, зам. начальника Управления по производству спецматериалов Министерства нефтедобы­ вающей промышленности СССР (1964—1972).

Имеет отраслевые награды.

Жданов Анатолий Михайлович (1917 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1940 г.

Мастер, начальник участка, инженер, начальник нефтепере­ гонной промысловой установки по производству бензина (1940—1947); директор строительства установки по подго­ товке воды для нагнетания в продуктивный пласт, главный инженер конторы законтурного заводнения (1947—1955); главный инженер, начальник НГДУ «Туймазанефть» (1955— 1960); начальник ПО «Башнефть», директор БашНИПИнефть (1960—1963); партийная работа (1963—1965); зам. Мини­ стра нефтяной промышленности СССР (1965 — до выхода на пенсию).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Жеглов Петр Иванович (1929 г. рожд.)

Герой Социалистического труда. Бугурусланский нефтяной техникум, 1964 г.

Помощник бурильщика конторы бурения треста «Бугурусланнефть» (1947—1949); помощник бурильщика, бурильщик, старший мастер по сложным работам конторы бурения «Кинельнефть» треста «Куйбышевнефтеразведка» (1949—1968); с 1968 г. по настоящее время работает мастером по сложным работам Речицкого УБР объединения «Белоруснефть».

Имеет орден, медаль СССР, отраслевые награды.

Железняков Анатолий Павлович (1950 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1993 г. Электромонтажник нефтепроводного управления «Алькеев-

171

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефть»

(1965—1971);

дежурный электрик Линейной

произ­

водственно-диспетчерской станции «Каркатеевы»

(1971 —

1993);

инженер 1 категории отдела

главного энергетика

(1993 —наст. время)

Нефтеюганского

управления

магист­

ральных

нефтепроводов.

 

 

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

 

Желтов Юрий Васильевич (1926 г. рожд.)

Московский авиационный техникум, 1945 г., Московский неф­ тяной институт, 1952 г., докт. техн. наук, профессор.

Техник ЦАГИ им. Жуковского (1945—1947); мл. научный сотрудник ВНИИнефть (1952—1955); мл. научный сотруд­ ник, старш. научный сотрудник, заведующий лабораторией Института нефти АН СССР, ИГиРГИ Миннефтепрома, АН

СССР (1956—1979); заведующий лабораторией ВНИИнефть (1979—1994); советник генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ, Почетный нефтяник, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Женеленко Виталий Филиппович (1933 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1956 г.

Заведующий глинохозяйством, помощник бурильщика, инже­ нер-технолог, буровой мастер, начальник участка бурения, начальник ЦИТС, главный инженер Отделения буровых ра­ бот, главный инженер нефтеразведки № 1 Отделения буро­ вых работ АО «Краснодарнефтегаз» (1956 —наст. время).

Жердев Михаил Григорьевич (1908—1994 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1936 г.

Топограф, техник по бурению, инженер Грознефтеразведки (1927—1932); инженер, по бурению, заведующий строитель­ но-монтажной конторой, старший инженер-механик объеди­ нения «Грознефть» (1936—1939); участковый инженер кон­ торы бурения треста «Укрнефтепромразведка» (1939—1941); участие в ВОВ (1941-1944); начальник ПТО Главнефтегазразведки, старший инженер Управления строительства газо­ провода Саратов—Москва, старший инженер Технического управления Мнннефтепрома, начальник ПТО, главный инже-

172

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нер трестов «Союзнефтегазразведка», «Арктикнефтегазразведка»; главный инженер Долинской конторы бурения (1944—1957); главный инженер, методист, директор павиль­ она геологии нефти ВДНХ СССР; главный специалист неф­ тяного отдела Росгоскомитета по К.НИР (1957—1965); на­ чальник отдела Управления по ремонту оборудования Мини­ стерства нефтедобывающей промышленности СССР (1965— 1975).

Имеет боевые и отраслевые награды.

Жернаков Николай Евгеньевич (1939 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1967 г.

Слесарь, механик установок Омского нефтеперерабатываю­ щего завода (1962—1968); главный механик, главный инже­

нер, начальник,

зам. начальника

Тобольского управления

магистральных

нефтепроводов

АООТ «Сибнефтепровод»

(1968 —наст. время).

 

Имеет орден и медали СССР.

 

Жилин Валерий Владимирович (1938 г. рожд.)

Московский геолого-разведочный институт, 1962 г. Геофизик, начальник сейсмопартии ГГП «Печорагеофизика» (1969 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Жирок Павел Михайлович (1937 г. рожд.)

Дружковский машиностроительный техникум, 1956 г. Инженер, главный механик Константиновского завода «Утя­ желитель» (1960 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Жуйков Евгений Петрович (1945 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1970 г., канд. техн. наук, курильщик, помощник бурового мастера, инженер, начальник отряда, начальник отдела, главный технолог, главный инженер, начальник Центральной комплексной нефтеразве­ дочной экспедиции треста «Ярославльнефтегазразведка» (1970—1981); начальник Ярославской нефтеразведочной экспедиции объединения «Волгокамскгеология» (г. Печора, Коми АССР) (1981 — 1983); главный инженер, генеральный

173

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

директор ГГП «Енисейнефтегазгеология» — АООТ «Ёнисейнефтегаз» (1983 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почетный разведчик недр, Заслуженный геолог Российской Федерации.

Жумажанов Нажмиден Уакпаевич (1926 г. рожд.)

Герой Социалистического труда. Участник Великой Отечественной войны.

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик Татар­ ской буровой партии Омской НРЭ (1951—1953); бурильщик Ипатовской буровой партии Западно-Сибирского нефтераз­

ведочного

треста, Охтяурской нефтеразведки

(1953—1961);

мастер по

испытанию,

буровой мастер,

зам.

начальника

РИТС-1 Сургутской НГРЭ (1961 — 1981);

буровой мастер

инструкторской бригады

ГГП «Обьнефтегазгеология» (1981 —

1986).

 

 

 

 

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, серебряную и бронзовую медали ВДНХ, от­ раслевые награды, Почетный гражданин г. Сургута.

Журавлев Алексей Титович (1939 г. рожд.)

Саратовский политехнический техникум, 1975 г. Газоэлектросварщик строительного управления (1955—1958); водитель автобазы (1965—1965) треста «Востокнефтепроводстрой»; слесарь по электрооборудованию, электромеханик, инженер участка ремонта и наладки энергетического обору­ дования Туймазинского районного нефтепроводного управле­ ния (1965—1985); электромонтер по ремонту электрообору­ дования 6 разряда Ноябрьского управления магистральных нефтепроводов (1985 —наст. время)

Имеет медаль СССР и отраслевую награду.

Журавлев Юрий Дмитриевич (1941 г. рожд.)

Ленинградский горный институт 1969 г

Инженер-оператор Восточной геофизической экспедиции, гео­ физик-оператор, начальник производственного отдела Печорградской геофизической экспедици, главный геофизик Калининфизического отдела ПГО «Севзапгеология», старший геофизик гео­ физического отдела ПГО «Севзапгеология», главный геофи­ зик ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (1969 - наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

174

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Журавский Анатолий Чеславович (1930 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1952 г.

Помощник бурильщика конторы бурения «Бугульманефтеразведка», инженер, старший инженер, буровой мастер, зам. директора конторы бурения № 3 треста «Татбурнефть» (1952—1967); начальник участка бурения, зам. директора конторы глубокого разведочного бурения № 2, зам. началь­ ника Светлогорского УБР объединения «Белоруснефть» (1967—1995).

Имеет отраслевые награды.

Забродин Павел Иванович (1920 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1943 г., канд. техн. наук. Участник Великой Отечественной войны.

Старший инженер, начальник газового корпуса завода №408, старший инженер, начальник сектора, начальник отдела Управления руководящих кадров Мнннефтепрома СССР

(1943—1948); главный инженер, директор газовой конторы, директор смешанных советско-австрийских газовых фирм Советского нефтяного управления Австрии (1948—1954); ру­ ководитель лаборатории, ведущий научный сотрудник ВНИИнефти (1954—1994).

Имеет боевые награды, медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Забродоцкий Николай Титович (1920—1992 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1942 г.

Работа на нефтепромыслах Узбекистана (1942—1950); рабо­ та в объединении «Дальнефть» (1950—1959); начальник «Сахалиннефть» объединения «Дальнефть» (1959—1965); начальник Ухтинского территориального геологического уп­ равления (1965—1979).

Имеет ордена и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник народного хозяйства Коми АССР.

Завгородний Константин Константинович (1944—1989 гг.)

Краснодарский политехнический техникум, 1964 г. Помощник бурильщика, бурильщик, инженер, старший инженер, буровой мастер нефтеразведочной экспедиции глубокого бурения треста «Краснодарнефтеразведка» (1964—1967); буровой мастер, начальник смены Районной инженерно-тех­ нологической службы (РИТС), начальник смены ЦИТС,

175

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зам. начальника, начальник РИТС Светлогорского УБР объ­ единения «Белоруснефть» (1967—1989).

Имеет орден, медаль СССР, отраслевые награды, серебря­ ную медаль ВДНХ.

Завьялов Борис Максимович (1936 г. рожд.)

Кокандский нефтяной техникум, 1955 г.

Машинист компрессорной станции, старший мастер, механик, главный механик газовой конторы Ферганского нефтекомбината (1958—1969); начальник прокатно-ремонтного цеха нефтепромыслового оборудования НГДУ «Речицанефть» объединения «Белоруснефть» (1969 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, серебряную медаль ВДНХ.

Загидуллин Анатолий Адыевич (1926 г. рожд.)

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик Куединской нефтеразведки (1952—1962); мастер по добыче неф­ ти (1962—1978); начальник Куединского промысла НГДУ «Чернушканефть» (1978—1981); мастер того же промысла (1981 — 1994).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Заграбянц Гурген Акимович (1906—1988 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1933 г.

Рабочий бурения, групповой инженер, старший инженер, ди­ ректор конторы бурения «Ишимбайнефть» (1926—1945); главный инженер треста «Дагнефть» (1945—1948); управля­ ющий трестом «Краснодарнефтеразведка» (1948—1956); зам. директора Краснодарского филиала ВНИИКАнефтегаз (1961 — 1962); зам. начальника отдела бурения, зам. главного

инженера,

одновременно — начальник

отдела охраны труда

и техники

безопасности объединения

«Краснодарнефтегаз»

(1963—1973).

Имеет ордена и медали СССР.

Задов Александр Григорьевич (1914—1982 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1940 г. Рабочий нефтепромысла, инструктор, управляющий трестом, главный инженер объединения, начальник отдела, начальник

176

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

управления объединения «Азнефть» (1931—1954); начальник объединения Краснодарнефть, зам. председателя Краснодар­ ского СНХ, Северо-Кавказского СНХ (1954—1965); началь­ ник, зам. начальника Главнефтедобычи Миннефтепрома

СССР (1965—1975).

Имеет ордена и медали СССР, среди них орден Ленина, от­ раслевые награды. Лауреат Ленинской премии, Почетный нефтяник, Почетный работник газовой промышленности.

Зазеркин Геннадий Васильевич (1941 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1970 г.

Трудовую деятельность начал в 1962 г. после окончания Сызранского машиностроительного техникума. С 1970 по 1983 г. работал в Речицкой конторе глубокого разведочного бурения, затем в Управлении разведочного бурения, где про­ шел путь от помощника бурильщика до начальника Речицкого УБР. С 1983 г. по наст, время является зам. генераль­ ного директора по бурению объединения «Белоруснефть».

Имеет медаль «За освоение недр и развитие нефтегазового комплекса Западной Сибири», отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Заикин Петр Андреевич (1925 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1956 г. Участник Великой Отечественной войны.

Бурильщик, буровой мастер, начальник отдела, начальник конторы бурения; начальник отдела, главный инженер тре­ ста «Куйбышевнефтеразведка», начальник отдела бурения объединения «Куйбышевнефть» (1956—1994).

Имеет орден Отечественной войны II степени, другие боевые награды, ордена и медали СССР, отраслевые награды, По­ четный нефтяник.

Зайко Владимир Иванович (1936 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1964 г.

Техник, старший техник, инженер УфНИИ (1956-1964), Руководитель лаборатории, старший инженер в тресте «Тюменнефтеразведка»; главный технолог Игримскои конторы бурения, начальник лаборатории Гипротюменнефтегаза на­ чальник отдела ЦНИЛ (1964-1971); старший инженер объединения «Запсиббурнефть», «Сургутнефтегаз» (1971—

1 7 7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1979); начальник отдела АО «Сургутнефтегаз» (1979 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Зайнагов Зямиль Сираевич (1926 г. рожд.)

Герой Социалистического Труда.

Дизелист-машинист, электромашинист нефтеперекачивающей станции «Ромашкино» Ромашкинского районного нефтепроводного управления (1951 —1986).

Имеет орден Ленина и медаль СССР.

Зайцев Ефим Григорьевич (1925 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1969 г.

Бурильщик, буровой мастер, инженер-диспетчер Жирновского УБР (1949—1974), районный инженер Волгоградского

военизированного отряда (1974—1986). Имеет медаль СССР.

Зайцева Нина Степановна (1919 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1941 г.

Инженер-экономист Казахстаннефтекомбината (1941 —1943); инженер, старший инженер, старший эксперт Наркомнефти (1943—1957); старший инженер ВИМС, ВИЭМС Госгеолкома; главный специалист отдела Мингазпрома, главный тех­ нолог Управления экспертизы проектов и смет Миннефтепрома СССР (1959—1984).

Имеет отраслевые награды.

Зайчук Петр Лаврентьевич (1940 г. рожд.)

Саратовский нефтяной геолого-разведочный техникум, 1987 г. Начальник БПО Сургутской ГРЭ, Сургутского вышкомон­ тажного управления ГГП «Обьнефтегазгеология» (1961 — наст, время).

Имеет ордена и медаль СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды.

Закиров Акрам Юсупович (1928 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Старший геолог, главный геолог конторы бурения, главный геолог НГДУ «Краснохолмскнефть», Уфимского УБР (1952 — наст, время).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный геолог Башкирии.

Залкин Семен Львович (1906 г. рожд.)

Азербайджанский политехнический институт, 1931 г., канд. техн. наук.

Заведующий мастерской объединения «Азнефть», буровой мастер, начальник буровых ЦИСОНа Главнефти, начальник лаборатории АзНИИ (1930—1945); директор, главный инже­ нер ЦИМТнефти (1945—1950); начальник отдела Гипронефтемаш (1950—1953); начальник отдела, заведующий секто­ ром, старший научный сотрудник ВНИИБТ (1953—1990).

Имеет отраслевые награды, лауреат Государственной пре­ мии, Заслуженный изобретатель РСФСР.

Залюбовский Петр Васильевич (1925 г. рожд.)

Днепропетровский горный институт, 1955 г. Участник Великой Отечественной войны.

Начальник смены, начальник цеха Краснодарского завода утяжелителей (1955—1968); зам. начальника Управления, главный инженер ВПО «Спецматериалы» Миннефтепрома (1968—1986).

Имеет орден СССР, отраслевые награды. Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, лауре­ ат премии Совета Министров СССР.

Заливчий Олег Афанасьевич (1942 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1966 г.

Оператор Рудковского газопромысла, техник-геолог, старший геолог, начальник геологического отдела Мозырской НРЭ, начальник геологического отдела, главный геолог Калинковичской НРЭ треста «Белнефтегазразведка» (1959—1979); главный геолог, начальник геологического отдела ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1979—1994); работа в «Зарубежнефть» (1994 — наст, время).

Имеет медаль СССР.

Зарипов Мидхат Фатхулбаянович (1938 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1965 г.

Работал в конторе разведочного бурения № 4, УБР-1, УБР-2

179

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Холмогорском УБР, где прошел путь от помощника буриль­ щика до главного инженера (1965—1982), зам. генерального директора по бурению, главный инженер ПО «Красноленинскнефтегаз» (1982—1988); зам. директора, заведующий отделом СургутНИПИнефть (1988 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Зарудний Николай Павлович (1925—1994 гг.).

Грозненский нефтяной институт, 1956 г.

Участие в ВОВ (1942—1946); помощник мастера по добыче газа, мастер, главный инженер, и.о. директора, директор газокомпрессорной конторы, начальник Газопромыслового управления; зам.начальника, начальник, генеральный дирек­ тор объединения «Сахалиннефть» (1956—1978); начальник объединения «Сахалинморнефтегазпром» Мингазпрома (1978—1988); старший инженер Миннефтепрома (1988 1991).

Имеет ордена и медали СССР, боевые, отраслевые награды. Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Захаренко Леонид Трофимович (1939 г. рожд.)

Кишиневский политехнический институт, 1966 г., Ленинград­ ский инженеро-экономический институт, 1973 г.

Мастер, прораб, старший прораб СМУ-4 треста «Шкаповнефтестрой» Мингазпрома (1967—1969); старший прораб, на­ чальник СМУ, зам. управляющего, управляющий трестом «Оренбургнефтестрой» объединения «Оренбургнефть» (1969— 1978); главный технолог, управляющий трестом «Оргнефтестрой» (1978—1986); начальник управления, зам. начальни­ ка Главного управления проектирования и капитального строительства Миннефтепрома (1986—1991); старший эксперт отдела капитального строительства «Петролсиб» (1991 — 1992); зам. генерального директора — исполнительный дирек­ тор Департамента нефти и газа АО «Российская инноваци­ онная топливно-энергетическая компания» (АО РИТЭК) (1992 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Захаренко Василий Иванович (1931 г. рожд.)

Волгоградский механический техникум 1966 г слесарь, механик участка бурения ПО «Нижневолжскнефть»

I

а л

*

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1956—1974); загранкомандировка (1974—1976); механик, помощник командира Волгоградского военизированного от­ ряда (1976—1986).

Имеет медаль СССР.

Захаров Анатолий Архипович (1937 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1964 г.

Механик по поддержанию пластового давления НПУ «Ставропольнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1964—1966); инженер, старший инженер, руководитель сектора, заведую­ щий лабораторией, заведующий конструкторским отделом ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1964 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Захарченко Николай Петрович (1934 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1958 г.

Механик, старший механик, старший инженер НПУ «БугуРусланнефть» (1958—1965); старший научный сотрудник, руководитель лаборатории ВНИИгаз (1965—1969); главный механик, главный инженер НПУ «Томскнефть» (1969—1977); генеральный директор объединений «Сургутнефтегаз», «Варь-

еганнефтегаз»,

главный инженер Главтюменнефтегаза

V —1986); первый зам. генерального директора АО (ПО)

«Сургутнефтегаз»

(1987 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, лауреат премии Совета Министров СССР.

Заря Владимир Яковлевич (1927 г. рожд.)

Техник-коллектор треста «Грознефтегазразведка», буровой мастер Ставропольского НПУ, треста «Калмнефтегазразведка», начальник буровой Костромской, Центральной, Ярослав­ ской НГРЭ треста «Ярославнефтегазразведка» объединения «Волгокамскгеология» и ГНПП «Недра» (1947 —наст. вре­ мя).

Имеет орден Ленина.

Зашихин Матвей Павлович (1932 г. рожд.)

Тбилисский нефтяной техникум, 1957 г.

Оператор, мастер участка, старший инженер нефтепромысла,

181

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зав. нефтепромыслом, начальник БПО, секретарь парткома, начальник Арчединского НГДУ АО «ЛУКойл-Нижневолжск- нефть» (1960 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Зацепина Зинаида Михайловна (1941 г. рожд.)

Арматурщик 2 разряда СУ-5 треста «Щекингазстрой» (1965—1975); изолировщик РСУ Мичуринского управления нефтепровода «Дружба» (1975 —наст. время).

Имеет медали СССР.

Зеберг Евгений Карлович (1926 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1950 г.

Слесарь, инженер участка, зам. начальника труборемонтной

базы конторы бурения,

начальник

базовой измерительной

лаборатории, зам. начальника отдела треста «Татбурнефть»

объединения «Татнефть» (1950—1966); главный

конструктор

Главного технического управления, Главбурнефти, начальник

отдела

Управления по бурению

Миннефтепрома

(1966—

1986);

старший

научный

сотрудник

ВНИИнефтемаша

(1986-1992).

 

 

 

 

 

 

 

 

Имеет отраслевые награды.

 

 

 

 

 

 

Зейде Ефим Соломонович (1906—1994 гг.)

 

 

 

 

Азербайджанский

политехнический

институт,

1930

г.

Техник, инженер, начальник цеха Государственного механи­

ческого завода им. Рыкова

(1928—1933), технический дирек­

тор завода Бакинский

рабочий, зам. директора

завода им.

лейт. Шмидта (1933—1939); старший инженер бригады элек­

тробурения конторы Нефтемашпроект, главный инженер

Гипронефтемаша, главный инженер, зам. директора завода

Красный Пролетарий треста «Башнефтеразведка», директор

Гурьевского машиностроительного завода

им. Петровского

Главнефтемаша,

зам. главного инженера з-да

им

Сталина

Наркоматвооружения

(1939-1949);

зам. начальника

Глав-

техснабнефти (1949-1957); зам. Председателя Башкирского СНХ, Средне-Волжского СНХ (1957-1964); начальник Глав­ ка 1 осударственного комитета по газовой промышленности,

начальник Главгазкомплектоборудования (1964—1967); зам. Министра Министерства промышленного строительства

СССР-(1967-1977).

182

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Награжден орденами и медалями СССР, отраслевыми зна­ ками отличия, Почетный нефтяник.

Зеленский Генрих Иванович (1936 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1966 г.

Геолог, старший геолог участка бурения, начальник геологи­ ческого отдела (1966—1992) АООТ «Усинскгеонефть». Имеет медаль СССР.

Зелинский Владимир Петрович (1942 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1971 г.

Методист по спорту, секретарь комитета комсомола нефте­ промыслового управления «Лениннефть» объединения «Туркменнефть» (1964—1966); механик котельных установок неф­ тегазового управления «Небитдагнефть» (1967—1969); стар­ ший инженер производственно-технического отдела, старший инженер, одновременно — начальник отдела эксплуатации Управления туркменскими магистральными нефтепроводами (1968—1974); старший инженер отдела эксплуатации, одно­ временно — начальник участка взрывных работ Сумского районного нефтепроводного управления (1974—1982); на­ чальник, старший инженер отдела эксплуатации, зам. глав­ ного инженера по охране окружающей среды и гражданской обороне Урайского управления магистральных нефтепрово­ дов (1982 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Зерчанинов Игорь Константинович (1920—1986 гг.)

Московский нефтяной институт, 1951 г., докт. геолого-мине- ралогических наук.

Инженер, мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник, Руководитель сектора ВНИИнефть (1951—1980).

Зинин Николай Васильевич (1936 г. рожд.)

Рязанский радиотехнический институт, 1967 г.

Техник, инженер, мастер, старший инженер, зам. начальника, начальник ОТК, директор филиала АО «Связьтранснефть»— Рязанского опытного электромеханического завода (1957 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

183

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Зиновьева Лидия Александровна (1915—1994 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1937 г., канд. техн. наук. Инженер-геолог в объединении «Грознефтедобыча», в тресте «Октябрьскнефть» (1938—1939); геолог ГРК треста «Грознефтеразведка» (1941—1942); геолог треста «Калининнефть», старший геолог отдела Наркомнефти (1942—1943); старший геолог, старший инженер отдела Главгазтоппрома при СНК

СССР (1944—1947); мл. научный сотрудник в Московском нефтяном институте (1947—1951); мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник ВНИИнефть (1951 —1979).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Зинчук Иван Филиппович (1930 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1956 г., канд. техн. наук.

Мастер-технолог, главный инженер Семеновского завода Минуглепрома (1959—1968); зам. начальника ВПО «Союзнефтеспецматериалы» Миннефтепрома (1968—1988); началь­ ник отдела Управления кадров и учебных заведений Мин­ нефтепрома (1988—1992); главный специалист Минтопэнерго (1992 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Злобин Василий Петрович (1933 г. рожд.)

Украинский заочный политехнический институт, 1966 г. Сменный инженер, начальник цеха, главный технолог, глав­ ный инженер Семеновского завода горного воска (1959 1986); директор Ильского завода «Утяжелитель» (1986— 1989); зам. главного инженера Семеновского завода горного воска (1989 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Знаменский Вадим Александрович (1909—1982 гг.)

Младший технический сотрудник, старший коллектор, про­ раб геолого-разведочной партии, начальник геолого-разве­ дочной партии НГРИ в г. Ленинграде (1928—1932); геолог, старший геолог, начальник геолого-разведочной партии, на­ чальник геологического отдела треста «Грознефтеразведка» (1932—1942); начальник геологической группы, директор

184

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ЦНИЛ треста «Калининнефть»; главный геолог треста «Ферганаозокерит» (1942—1949); главный геолог конторы бурения Ахтырского треста буровых работ; главный геолог НПУ «Приазовнефть» (1949—1957); начальник геологиче­ ского отдела, главный геолог, одновременно — зам. началь­ ника объединения «Краснодарнефтегаз» (1957—1974).

Имеет орден и медали СССР, Заслуженный геолог РСФСР, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Золоев Татаркан Магометович (1905—1985 гг.)

Московский нефтяной институт, 1934 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Работа на Сахалинских нефтепромыслах (1934—1942); стар­ ший геолог, главный геолог НПУ «Туймазанефть» (1942— 1963); главный геолог Управления нефтяной и газовой про­ мышленности Средне-Волжского СНХ (1963—1966); заведу­ ющий лабораторией ИГиРГИ (1966—1980).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, дважды лауреат Государственной пре­ мии, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Почет­ ный нефтяник.

Золототрубов Владимир Михайлович (1944 г. рожд.)

Новосибирский электротехникум связи, 1978 г.

Монтер связи Сокурской наливной станции (1962—1963); монтер связи, старший электромеханик автоматической теле­ фонной станции, инженер автоматической междугородней телефонной станции, старший электромеханик управления связи Омской эксплуатационно-технической конторы связи (1966—1978); начальник цеха, зам. директора филиала АО «Связьтранснефть» — Прииртышского производственно-тех­ нического управления связи (1978 —наст. время).

Имеет орден СССР.

Золотухин Борис Константинович (1918—1988 гг.)

Московский нефтяной институт, 1946 г.

Электротехник, и. о. инженера Московского нефтяного инсти­ тута им. Губкина (1942—1945); начальник технического от­ дела, старший инженер по добыче нефти, и. о. главного инже­ нера, и.о. директора Шугуровского укрупненного нефтепро­ мысла треста «Татнефть» (1946—1949); старший инженер инспекции при министре нефтяной промышленности (1949—

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1952); старший инженер-референт секретариата, помощник министра нефтяной промышленности (1952—1957); старший инженер, конструктор 1 категории, ведущий конструктор, главный конструктор проекта ОКБ по бесштанговым насо­ сам (1957—1965); зам. начальника отдела нормативов и ма­ териально-технического снабжения, начальник отдела, глав­ ный механик Управления внешних сношений Миннефтепрома СССР (1965—1968); начальник отдела комплектации объединения «Зарубежнефть» (1968—1969); загранкоманди­ ровка, Алжир (1969—1971); зам. главного инженера, врио зам. директора, зам. директора Гипротрубопровод (1971 — 1980).

Имеет отраслевые награды, малую серебряную медаль ВДНХ.

Зотова Алевтина Тихоновна (1939 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1967 г.

Сменный инженер-диспетчер, старший инженер-диспетчер Центральной инженеро-технологической службы НПУ «Речицанефть» (1967—1972); инженер, экономист, ведущий эко­ номист НГДУ «Нижневартовскнефть», «Белозернефть» (1972—1991); руководитель группы фирмы «ИНСЭЛКОХолдинг ЛТД» (1993); главный специалист — экономист Ермаковского НГДП ОАО «Тюменнефтегаз» (1993 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Зубов Иван Петрович (1910—1976 гг.)

Московский геолого-разведочный институт, 1935 г., канд. гео­ лого-минералогических наук.

Прораб, начальник геолого-съемочной партии, директор гео­ лого-разведочной конторы, главный геолог треста «Калининнефть» (1935—1951); главный геолог Главвосстройнефтедобыча, начальник геологического отдела Миннефтепрома (1951 — 1957); зам. начальника отдела нефти Министерства геологии и охраны недр СССР (1957—1960); начальник сек­ тора Восточных районов, Средней Азии, зам директора по научной работе ВНИГНИ (1960—1976).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина лауреат Государственной премии СССР, Почетный нефтяник, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности

186

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Зуев Николай Александрович (1927 г. рожд.)

Электромонтер, мастер по электроцентробежным насосам (ЭЦН) НПУ «Чапаевскнефть» объединения «Куйбышев­ нефть», старший мастер по ЭЦН НПУ «Бугурусланнефть» объединения «Оренбургнефть» (1951 — 1974); мастер по ЭЦН, начальник участка, начальник прокатно-ремонтного цеха электропогружных насосов Центральной базы производст­ венного обслуживания объединения — АО «Удмуртнефть» (1974—1990). В настоящее время —мастер по ЭЦН.

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный неф­ тяник Удмуртской Республики.

Зульпукаров Магомед-Гирей (1917—1969 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1949 г. Участник Великой Отечественной войны.

Геолог, старший геолог, заведующий нефтепромыслом, ди­ ректор конторы турбинного бурения Дагморнефти, управля­ ющий трестом «Дагнефть» (1949—1957); первый зам. пред­ седателя Дагестанского СНХ, Совета А\инистров ДагАССР (1957—1963); начальник объединения «Дагнефть» (1963— 1969).

Награжден орденами и медалями СССР, в том числе боевы­ ми, Заслуженный нефтяник ДагАССР.

Ибраев Виль Габдульбарович (1925 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1952 г.

Коллектор, геолог, старший геолог, зам. начальника, началь­ ник Гожано-Быркинской нефтеразведки, директор КБР (1952—1971); начальник партии структурно-поискового буре­ ния Геологопоисковой конторы объединения «Пермнефть» (1971-1992).

Имеет медали СССР.

Иваненко Василий Степанович (1929—1994 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1953 г.

Начальник участка, старший инженер треста «Бугульманефть» (1953—1957), начальник цеха, начальник произ­ водственного отдела, зам. начальника нефтепромыслового управления «Азнакаевнефть» (1957—1964); начальник неф­ тепромыслового управления «Сургутнефть» (1964—1966);

187

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

главный инженер, одновременно — зам. начальника объеди­ нения «Тюменнефтегаз» (1966—1968); загранкомандировка, Алжир (1968—1971); врио начальника технического отдела, начальник производственно-планового отдела Управления капитального строительства Миннефтепрома (1971 —1974); зам. начальника Главтранснефти (1974—1980); референт, старший референт, главный специалист аппарата Бюро СМ

СССР по топливно-энергетическому комплексу (1980—1989); начальник производственного управления, одновременно — член правления НИПЕК (1990—1994).

Имеет ордена и медали СССР.

Иваненко Алексей Георгиевич (1949 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1976 г.

Слесарь-ремонтник, мастер, старший инженер, начальник смены ЦИТС, начальник технологического отдела по добыче нефти и газа (1966—1994); главный инженер НГДУ «Приазовнефть» АО «Краснодарнефтегаз» (1994 —наст. время). Имеет медаль СССР.

Иванисько Леонид Андреевич (1935 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1957 г.

Оператор по добыче нефти, инженер промысловой лаборато­ рии, механик нефтеперекачки НПУ «Надворняннефть» Ста­ ниславского СНХ (1957—1959); старший инженер, главный диспетчер трестов «Станиславбурнефть», «Прикарпатбурнефть» (1959—1970); руководитель группы, заведующий сек­ тором, лабораторией, главный инженер проекта Отдела по УССР ВНИИОЭНГ (1970-1977); главный инженер проекта, заведующий сектором ВНИИОЭНГ (1977—1980); начальник отдела, зам. начальника Управления рабочих кадров, труда и зарплаты, Главного планово-экономического управления Миннефтепрома СССР (1980—1991); главный экономист, на­ чальник отдела, зам. директора Департамента ГП «Рос­ нефть» (1991—наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник.

Иванов Борис Михайлович (1918—1979 гг.)

Ульяновское танковое училище, 1942 г Служба в Советской Армии (1941-1947), участник ВОВ.

188

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Трудовую деятельность начал в 1937 г. Инженер, старший инженер, зам. начальника отдела, начальник отдела бурово­ го и эксплуатационного оборудования Главтехснабнефти (1949—1957); начальник отдела техоборудования Управле­ ния снабжения Сахалинского СЫХ (1957—1957); начальник отдела экспортных поставок объединения «Союзнефтебурмашремонт» (1958—1959); зам. начальника, начальник от­ дела экспортных поставок Главгеолтехснабэкспорта (1959— 1964); зам. начальника отдела нормативов и материальнотехнического снабжения Госкомитета нефтедобывающей про­ мышленности (1964—1965); зам. начальника Управления материально-технического снабжения, начальник отдела бу­ рового, нефтепромыслового и геофизического оборудования Миннефтепрома СССР (1965—1975).

Награжден боевыми орденами и медалями СССР, отрасле­ выми знаками отличия.

Иванов Евгений Иванович (1926 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г.

Инженер участка, начальник участка, начальник производ­ ственно-технического отдела конторы бурения № 2 (1951 — 1953); главный инженер, зам. директора конторы бурения № 1 (1953—1957) треста «Альметьевбурнефть»; директор конторы бурения № 4 треста «Татбурнефть» (1957—1960); начальник Западно-Казахстанского геологического управле­ ния Мингео КазССР (1960—1968); начальник управления «Казнефтегазразведка» (1968—1972); зам. начальника Уп­ равления морских геолого-разведочных работ на нефть и газ, Управления геолого-разведочных работ на твердые полезные ископаемые Мингео СССР (1972—1987); эксперт, главный специалист отдела объединения «Зарубежгеология» (1987 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, лауреат Ленинской премии, Почетный геологоразведчик недр.

Иванов Анатолий Михайлович (1942 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1978 г.

В системе Главтюменнефтегаза начал работать в 1970 г.— зам. начальника службы материально-технического снабже­ ния, начальник отдела электрооборудования Управления производственно-технического обеспечения и комплектации оборудованием (УПТОиКО); зам. начальника УПТОиКО

189

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1985—1993); зам. генерального директора по комплектации АООТ «Тюменнефтекомплектсервис» (1993 —наст. время). Имеет отраслевые награды.

Иванов Леонид Иванович (1924 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1951 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инженер-интерпретатор, начальник партии треста «Башнефтегеофизика» (1951 — 1952); главный инженер Бирской сейсморазведочной экспедиции (1952—1955); главный инженер треста «Башнефтегеофизика» (1955—1965); главный инже­ нер Главнефтегеофизики Миннефтепрома СССР (1965— 1986).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, лауреат Государственной премии.

Иванова Клавдия Евтеевна (1925 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1950 г.

Секретарь-табельщик промышленно-производственного отде­ ла Наркомнефти (1942—1943); технический секретарь МК КПСС (1945—1946); инженер института «Гипрогазтоппром»

(1950—1952);

старший

инженер

Технического

управления

Миннефтепрома

(1952—1955); старший

инженер

Техниче­

ского управления

Миннефтестроя

(1955—1957);

мл. науч.

сотрудник

лаборатории организации строительства

ВНИИ-

стройнефть

(1957—1963);

старший

инженер:

Госкомитета

СМ СССР по топливной промышленности

(1963—1964); Гос­

комитета

по

нефтедобывающей

промышленности

(1964—

1965); Главного управления по добыче нефти в Юго-Запад­ ных Районах Министерства нефтедобывающей промышлен­ ности (196о—1970); ведущий инженер технического отдела Главтранснефти (1970—1984)

Имеет медали СССР, отраслевые награды. Иванова Антонина Ивановна (1930 г. рожд.)

Уфимский геолого-разведочный техникум, 1950 г Москов­ ский нефтяной институт, 1965 г.

Техник, инженер полевых партий, старший геофизик ГГП «Печорагеофизика» (1950—1984)

Имеет орден СССР, отраслевые награды

190

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Иванова Галина Ивановна (1939 г. рожд.)

Уральский политехнический институт, 1966 г.

Старший инженер, начальник ООТиЗ НГДУ «Шаимнефть» (1964—1995).

Имеет медаль СССР.

Иванова Наталия Степановна (1946 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1971 г.

Экономист, инженер Управления поставок нефти и нефте­ продуктов на экспорт Главнефтеснаба РСФСР (1966—1970); старший инженер, главный технолог, начальник отдела по­ ставок, балансов и качества Главтранснефти (1970—1991); начальник отдела маршрутизации, графиков и качества неф­ ти АК «Транснефть» (1992 —наст. время).

Имеет медали СССР.

Иванов Геннадий Валентинович (1935 г. рожд.)

Уральский политехнический институт, 1967 г.

Начальник, главный инженер энергопоезда, главный инже­ нер «Урайэнергонефть» (1964—1982); директор электросетей, ведущий инженер УКС НГДУ «Шаимнефть» (1982—1995).

Иванов Виктор Прокофьевич (1927 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1950 г.

Старший инженер, начальник участка, начальник отдела, главный инженер, директор конторы бурения треста «Татбурнефть» (1951 —-1969); главный инженер треста «Альметьевбурнефть» объединения «Татнефть» (1969—1971); начальник отдела Миннефтепрома (1971 —1980); начальник объедине­ ния «Союзнефтебурмашремонт» (1980—1987); заведующий отделом ВНИИБТ (1987—1991); главный специалист Депар­ тамента нефти и газа АО «Российская инновационная топ­ ливно-энергетическая компания» (АО РИТЭК) (1992 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Иванов Александр Иосифович (1922 г. рожд.)

Оператор ПРС в НПУ Краснокамскнефть (1948—1966); опе­ ратор по добыче нефти в НГДУ «Кунгурнефть» (1966—1987). Имеет орден и медаль СССР.

191

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Иванова Минодора Макаровна (1922 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1946 г., докт. геолого-мине­ ралогических наук, профессор.

Геолог, старший геолог, главный геолог трестов «Сахалиннефть», «Бугульманефть», зам. директора ТатНИИ (1947— 1962); главный специалист, зам. начальника Геологического управления Госкомнефтедобычи, зам. начальника Главного геологического управления Миннефтепрома СССР (1962— 1974); заведующая кафедрой промысловой геологии Москов­ ского института нефтехимической и газовой промышленно­ сти им. И. М. Губкина (1974—1995).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный геолог РСФСР, Заслуженный работник газовой про­ мышленности, Почетный нефтяник, лауреат Ленинской пре­ мии.

Иванов Константин Афанасьевич (1923—1995 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1949 г. Участник Великой Отечественной войны.

Мастер, инженер-технолог Грозненского завода «Красный Молот» (1949—1951); механик, начальник конторы законтур­ ного заводнения треста «Туймазабурнефть», начальник ЦНИПР, главный механик НПУ «Октябрьскнефть» объеди­ нения «Башнефть» (1951 —1966); зам. управляющего разве­ дочным трестом, зам. начальника УБР «Речицабурнефть» (1966—1979); инженер объединения «Белоруснефть» (1979 1986).

Имеет орден, медали СССР и отраслевые награды.

Иванова Любовь Савельевна (1942 г. рожд.)

Оператор Омской головной нефтеперекачивающей станции (1964—1968); оператор, старший оператор нефтеперекачи­ вающей станции Сургутского нефтепроводного управления (1968—1978); инженер нефтеперекачивающей станции Нефтеюганского управления магистральных нефтепроводов (1978 —наст. время).

Имеет орден Трудовой Славы III степени и медаль СССР-

Иванцов Юрий Федорович (1930 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1953 г. Инженер-оператор, начальник отряда Серовской геофизиче-

192

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ской экспедиции, инженер-интерпретатор, начальник сейсмопартии Няксимвольской геофизической экспедиции, главный геолог Бухарской геофизической экспедиции, начальник опытно-методической партии экспедиции № 2 Центрального геофизического треста, главный геолог ОАО «Нарьян-Мар- сейсморазведка» (1953 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный развед­ чик недр, лауреат премии Мингео СССР.

Ивкин Геннадий Леонтьевич (1936 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1963 г.

Старший механик, старший инженер, начальник отдела экс­ плуатации Воскресенской нефтеперекачивающей станции Саратовского районного нефтепроводного управления (1963 1969); главный инженер, начальник Новокуйбышевского районного нефтепроводого управления (1969—1989), Самар­ ского районного нефтепроводного управления АООТ «При­ волжские магистральные нефтепроводы» (1989 —наст. вре­ мя).

Имеет орден СССР, Почетный нефтяник, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Игнатенко Николай Федорович (1936 г. рожд.)

Ухтинский горно-нефтяной техникум, 1966 г.

Помощник оператора Войвожского управления УК (1959— 1966); бурильщик конторы бурения треста «Краснодарбурнефть» (1966—1968); помощник бурильщика нефтепромысла «Приазовнефть» (1968—1970); районный инженер Ахтырского военизированного отряда (1972—1986); мастер ПКРС «Прназовнефть» (1986—1989); командир взвода Ахтырского военизированного отряда (1989 —наст. время). .

Имеет медаль СССР.

Игревский Валерий Иванович (1926 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1949 г.

Начальник участка бурения, инженер, начальник отдела кон­ торы бурения, старший инженер, начальник отдела объеди­ нения, управляющий трестом «Альметьевбурнефть» объеди­ нения «Татнефть» (1949-1960); главный специалист, на­ чальник подотдела Госплана СССР, зам. председателя Госгеокомитета, зам. министра Мингео СССР (1960— 1980),

13-500

1 9 3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

первый зам. Министра Миннёфтепрома (1980—1988); совет­ ник председателя ГКНТ (1989 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Ижик Любовь Павловна (1938 г. рожд.)

Белебеевский сельскохозяйственный техникум, 1959 г. Электромонтер энергоцеха, старший инспектор отдела кад­ ров НГДУ «Шаимнефть» (1967—1995).

Имеет медаль СССР.

Ижик Михаил Николаевич (1936 г. рожд.)

Дрогобычский нефтяной техникум, 1956 г., Уфимский нефтя­ ной институт, 1966 г.

Мастер, старший инженер ПРЦ конторы бурения, старший инженер-технолог, начальник цеха, зам. начальника РИТС, начальник цеха химизации технологических процессов, зам. начальника цеха по добыче нефти НГДУ «Шаимнефть» (1966—1995).

Изилаев Алексей Изилаевич (1936 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1972 г.

Монтер НПУ «Арланнефть», инженер-геолог Нефтекамского УБР объединения «Башнефть» (1960—1974); геолог район­ ной инженерно-технической службы «Запсиббурнефть» (1974—1980); старший геолог цеха добычи нефти и газа НГДУ «Мегионнефть», НГДУ «Белозернефть» (1980—1986); старший геолог, ведущий геолог цеха добычи нефти и газа АООТ «Черногорнефть» (1986 —наст. время).

Измалков Николай Михайлович (1938 г. рожд.)

Волгоградский техникум нефтегазпрома, 1971 г.

Мастер АСУ ТП линейной производственно-диспетчерской станции «Никольское» Мичуринского управления нефтепро­ вода «Дружба» (1964— наст. время).

Имеет орден и медаль СССР.

Ильвов Тачмамед (1940 г. рожд.)

Туркменский политехнический институт, 1965 г Рабочий, оператор НПУ «Кумдагнефть», помощник буриль-

194

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

щика, старший инженер, начальник участка, главный инже­ нер экспедиции, начальник Центральной нпжеиерно-диспет- черскей службы, директор тампонажной конторы, начальник Ачакского УБР объединения «Туркменгазпром» (1959— 1985); инженер, старший инженер объединения «Союзбургаз»; ведущий инженер Главморнефтегаза Мингазпрома

СССР, ведущий специалист объединения «Фонтанная безо­ пасность» (1985—1993); главный технолог Управления гео­ логии и разработки месторождений АО «Росшельф» (1994 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Ильясов Евгений Панфилович (1928 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1952 г., канд. техн. наук. Буровой мастер, инженер, старший инженер участка, глав­ ный инженер конторы бурения, начальник отдела треста «Татбурнефть» (1952—1965); зам. начальника, затем гене­ рального директора объединения «Пермнефть» (1965—1979); зам. директора по научной работе ВНИИКРнефть (1979— 1986), генеральный директор НПО «Бурение» — директор ВНИИБТ, первый зам. директора ВНИИБТ (1986 —наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник. Заслуженный рационализатор РСФСР, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Именных Прокопий Георгиевич (1937 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1957 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер (1957— 1974); начальник партии структурно-поискового бурения геологопоисковой конторы объединения «Пермнефть»

(1974—1994).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя-

Индыченко Андрей Федосеевич (1927 г. рожд.)

Днепропетровский горный институт, 1955 г.

Старший коллектор, начальник партии треста «Волынскуглергззедка» (1948—1952); главный инженер, начальник партии треста «Калугауглегеология» (1955—1960); начальник гео-

195

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лого-съемочной партии Калужской комплексной ГРЭ (1960— 1965); главный инженер Печорской геолого-поисковой экспе­ диции Ухтинского геологического управления (1965—1969); начальник Печорской ГПЭ, НГРЭ № 6, Южно-Печорской НГРЭ ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1969—1986).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Иночкин Петр Трофимович (19081989 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1935 г. Рабочий, токарь, помощник бурового мастера, начальник звена, главный инженер конторы бурения на предприятиях Азнефти (1922—1939); командировка в Китай (1942—1943); старший инженер отдела, начальник сектора Наркомнефти (1943—1957); старший инженер отдела, главный специалист Госплана РСФСР (1957—1960); главный специалист, началь­ ник отдела Главного технического управления ВСНХ, СНХ РСФСР (1960—1966); главный технолог отдела Главного механика, Управления экспертизы проектов и смет Миннефтепрома СССР (1966—1974).

Имеет орден и медали СССР и отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

Иоаннесян Ролен Арсеньевич (1907—1995 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1930 г., доктор техн. наук, профессор.

Инженер-конструктор, старший инженер, руководитель от­ дела АзИНмаша, зам. главного инженера, главный инженер конторы турбинного бурения объединения «Азнефть» (1931 — 1941); главный инженер конторы турбинного бурения Моло-

товнефтекомбината (1941 —1942); начальник

отдела Нар­

комнефти, зам. начальника Главнефтедобычи,

начальник

СКБ-2 Миннефтепрома, зам. директора, главный инженер, заведующий отделом, старший научный сотрудник ВНИИБТ (1942—1992).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник, дважды лауреат Государственной премии, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Почетные грамоты Президиума Верховного Совета РСФСР, АзССР, ДагАССР; лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Иоанесян Юрий Роленович (1934 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г., доктор техн. наук. Инженер Соколовогорской конторы бурения, старший инже-

196

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нер треста «Саратовнефтегазразведка», конструктор Специ­ ального конструкторского бюро буровых машин (СКББМ) (1956—1958), старший инженер, старший научный сотруд­ ник, начальник сектора, заведующий лабораторией, заведую­ щий отделом турбобуров ВНИИБТ (1958 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник. Семь медалей ВДНХ.

Иохин Анатолий Павлович (1944—1994 гг.)

Пермский нефтяной техникум, 1963 г.

Инженер по бурению, начальник смены РИТС, начальник РИТС (1963—1979); начальник ЦИТС Полазненского УБР (1979-1994).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Исангулов Кашфиль Исмагилович (1929 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1953 г.

Старший оператор, старший инженер нефтепромысла треста «Туймазанефть» (1953—1959); начальник отдела, главный инженер НГДУ «Аксаковнефть» (1959—1977); главный спе­ циалист Госплана СССР (1977—1980); зам. генерального директора объединения «Нижневартовскнефтегаз» (1980— 1983); главный инженер — зам. начальника Главморнефтегаза, зам. начальника Главного управления геологии, раз­ ведки и добычи газа Мингазпрома СССР (1983—1989); ве­ дущий научный сотрудник фирмы «Энергосбережение», ВНИИКТЭП, зам. генерального директора ТОО «Морион» (1989—1994); первый зам. генерального директора АО «РИТЕК-Внедрение» Российской инновационной топливноэнергетической компании (1994 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности.

Искандаров Ришат Мухаметгалеевич (1938 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1964 г.

Слесарь, помощник мастера по добыче нефти, старший ме­ ханик нефтепромысла НПУ «Бугульманефть» (1958—1962); старший инженер, начальник лаборатории, начальник отдела НПУ «Лениногорскнефть» (1965—1968); старший инженер, начальник цеха перекачки Майкопского газопромыслового

1 97

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

управления № 3 объединения «Кубаньгазпром» (1968—1971); начальник отдела объединения «Белоруснефть» (1971—наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Исламов Фанус Ямурович (1934 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1959 г.

Оператор, мастер, начальник участка, старший инженер нефтепромысла, начальник цеха в НГДУ «Арланнефть» (1959—1973); главный инженер, начальник НГДУ «Южарланнефть» (1973 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Баш­ кирии.

Итенберг Семен Самуилович (1913 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1940 г., докт. гсолого-мпне- ралогических наук, профессор.

Техник-оператор, начальник партии Всесоюзной конторы гео­ физических разведок (ВКГР) (1933—1943); старший препо­ даватель Московского нефтяного института (1943—1949); доцент, заведующий кафедрой Грозненского нефтяного института (1949—1991); главный научный сотрудник ВНИИГИК-Герс (1991—1994).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Заслуженный деятель науки и техники ЧИАССР.

Ихин Каюм Гимазетдинович (1931 г. рожд.)

Герой Социалистического труда.

Плотник-вышечник, слесарь-вышкомонтажник, бригадир вышкомонтажной бригады в конторах бурения треста «Тунмазабурнефть» (1951—1954, 1957—1970); служба в Совет­ ской Армии (1954—1957); бригадир вышкомонтажной брига­ ды Нефтекамском УБР ПО «Башнефть» (1970—1986). Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, лауреат Государственной премии, По четный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

198

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ихсанов Рауф Каримович (1949 г. рожд.)

Октябрьский нефтяной техникум, 19G7 г.

 

Оператор НПУ

«Бузулукнефть»

объединения

«Оренбург-

нефть» (1967—1970); с 1970 г. по

наст. время

в УБР-1 АО

«Сургутнефтегаз»,

пройдя путь от

помощника

бурильщика

до главного геолога Управления.

 

 

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

 

Ишмаков Рафик Хусеинович (1935 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1959 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар­ ший инженер, главный инженер НПУ объединения «Куйбы­ шевнефть» (1959—1969); главный инженер Экспедиции глу­ бокого бурения треста «Вуктылнефтегазразведка» (1969); начальник отдела, главный инженер конторы бурения треста «Куйбышевнефтеразведка», начальник Районной инженернотехнологической службы объединения «Куйбышевнефть» (1969—1971); старший инженер, зам. начальника, начальник отдела, главный инженер, начальник научно-производствен­ ного управления объединения (АО) «Оренбургнефть» (1971 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник нефтя­ ной и газовой промышленности РСФСР.

Кабанов Иван Спиридонович (1927 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1966 г.

Оператор, участковый геолог, мастер по добыче нефти, глав­ ный инженер нефтепромысла, старший геолог, зам. началь­ ника геологического отдела, начальник цеха добычи нефти НГДУ «Бугурусланнефть» объединения (АО) «Оренбургнефть» (1948 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, серебряную медаль ВДНХ, За­ служенный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Кабиров Борис Закиевич (1934 г. рожд.)

Казанский Государственный университет, 1957 г., канд техн наук.

Старший геолог, начальник геологического отдела НГДУ, главный геолог конторы бурения (1961—1970), главный гео-

199

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

лог Пефтекамского УБР (1970 — наст. время). Имеет медали СССР.

Каверин Виктор Иосифович (1932 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1955 г.

Оператор по добыче нефти и газа, геолог участка НПУ «Но­ вогрозненское» (1955—1957); мастер по добыче нефти и газа, старший инженер, зам. заведующего, заведующий неф­ тепромыслом, начальник отдела, начальник Инженерно-тех­ нологической службы Ставропольского НГДУ объединения «Ставропольнефтегаз» (1957—1973); главный специалистконсультант объединения «Нефть-газ» в Германской демо­ кратической республике (1973—1977); зам. начальника Базы производственно-технического обслуживания, начальник ЦНИПР, главный инженер — зам. начальника Ставрополь­

ского

НГДУ объединения «Ставропольнефтегаз» (1977—

1989).

 

Имеет

отраслевые награды.

Кагарманов Нурулла Фаритович (1928 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1952 г., докт. техн. наук, про­ фессор, член-корреспондент АНРБ.

Инженер, старший инженер, старший научный сотрудник, руководитель лаборатории, зам. директора по научной рабо­ те, главный инженер, директор, зав. лабораторией УфНИИ, БашНИПИнефть (1952 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, две зо­ лотые, две серебряные и три бронзовые медали ВДНХ, За­ служенный нефтяник Башкирии, Заслуженный деятель нау­ ки и техники Башкирии.

Кадисов Михаил Борисович (1911 г. рожд.)

Ленинградский Государственный университет, 1936 г. Оператор, начальник каротажной партии, начальник группы геофизических партий Всесоюзной конторы геофизических разведок Казахской ССР (1936—1939); старший инженер, управляющий Государственным геофизическим трестом Каз. ССР (1939—1947); второй секретарь Гурьевского ГК КПСС (1947—1953); управляющий трестом «Татнефтегеофизика» объединения «Татнефть» (1953—1966); зам. начальника Уп-

200

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

равления промысловой и полевой геофизики Мнннефтепрома

СССР (1966—1980).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почетный нефтяник. Лауреат премии им. акад. И. М. Губ­ кина.

Казаков Александр Иванович (1913—1995 гг.)

Московский нефтяной институт, 1945 г.

Конструктор, старший инженер отдела, начальник отдела Наркомнефти, главный инженер Гипронефтемаша; главный инженер, управляющий трестом, начальник объединения «Союзнефтебурмашремонт» (1945—1979).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

Казаков Николай Петрович (1940—1994 гг.)

Куйбышевский нефтетехнологический техникум, 1959 г. Механик СУ-1 треста «Татнефтепроводстрой» (1963—1963); начальник ЦАРС, одновременно — зам. главного инженера Куйбышевского управления нефтепровода «Дружба» (1963-

1994).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Казаринов Петр Васильевич (1930 г. рожд.)

Водитель Управления технологического транспорта НГДУ «Кунгурнефть» объединения «Пермнефть» (1959—1990) Имеет орден и медали СССР.

Казарян Сарибек Аршабекович (1928 г. рожд.)

Ереванский государственный университет, 1954 г.

Директор комбината «Иджеванский бентонит» (1965— 1988); главный геолог, зам. генерального директора объединения «Ноябрьскнефтегаз» (1988—1994).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Казимирчак Николай Николаевич (1922 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1952 г. Участник Великой Отечественной войны.

Помощник бурильщика, механик, инженер, начальник участ-

201

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ка трест а «Туймазабурнефтьх (1952—1954); заведующий отде­ лом, секретарь горкома КПСС г. Октябрьский (1954—1958); главный инженер НПУ «Арланнефть», начальник отдела конторы бурения № 3 треста «Туймазабурнефть» объедине­ ния «Башнефть» (1958—1964); начальник отдела объедине­ ния «Пермнефть» (1934— 1965); с 1935 до 1974 г.— на руко­ водящей работе в Тресте буровых работ, Рсчицком УБР, НГДУ «Речицанефть» объединения «Белоруснефть»; заведу­ ющий сектором, заведующий лабораторией, начальник Го­ мельского отдела УкргипроНИИнефть (1974—1978); работа за рубежом (1978—1982).

Имеет орден Отечественной войны II степени, другие боевые награды, ордена в медали СССР, отраслевые награды, По­ четный нефтяник.

Каламкарос Вартан Александрович (1906—1992 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1931 г. Старший инженер Сураханского нефтепромысла, зам. глаз­ ного инженера Ленинского нефтепромысла объединения «Азнефть», зам. управляющего, глазный инженер треста «Азизбековпефть», управляющий трестом «Орджоникидзенефть», зам. начальника, главный инженер «Азнефтекомбината» (1931—1938); главный инженер «Востокнефтедобычи», на­ чальник «Куйбышевнефтекомбпната» (1938—1944); началь­ ник отдела, зам. Наркома Наркомнефтепрома СССР, Первый зам. Министра Миннеефтепрома СССР, зам. Председателя Госплана СССР, ВСНХ, Госснаба СССР (1944—1974). Награжден тремя орденами Ленина и другими орденами и медалями СССР, лауреат Государственной премии, лауреат Ленинской премии.

Калеманов Алексей Иванович (1946 г. рожд.)

Помощник бурильщика: КРБ № 1, конторы опробования скважин объединения «Нпжиеволжскнефть», УБР № 1 Усин-

ского треста буровых работ

(1967—1985); бурильщик ГП

«Арктикмориефтегазразведка»

(1985 — наст. время).

Калинин Василий Ильич (1912 г. рожд.)

Саратовский государственный университет, 1933 г. Участник Великой Отечественной войны.

Старший геолог, начальник геологического отдела (1946—

202

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1959), главный геолог треста «Куйбышезнефтеразведка», главный геолог геологоразведочной конторы объединения «Куйбышевнефть» (1959—1976).

Имеет боевые награды, орден Ленина, другие ордена и ме­ дали СССР, Заслуженный геолог РСФСР, лауреат Государ­ ственной премии.

Калинин Николай Александрович (1911 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1935 г., дскт. геолого-мине- ралогических наук.

Начальник партии, главный геолог промысла, зам. главного геолога треста «Эмбанефть» (1934—1942); главный геолог, зам. начальника объединения «Казахстаннефть» (1942— 1954); зам. начальника Геологического управления Миннефтепрома СССР, начальник Управления нефти и газа, член коллегии Мингео СССР (1954—1964); советник ООН по раз­ ведке и разработке месторождений нефти и газа в Индии, руководитель советских специалистов в ГДР (1964—1970); зам. директора ВНИИзарубсжгеология (1970—1992); кон­ сультант общества «Геоинтеллект» (1992—1994). Первоот­ крыватель основных месторождений па территории Казах­ стана (Кошкар, Корсак, Жетыбай, Узень).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный разведчик недр, лауреат Ленинской премии.

Калинский Борис Александрович (1932 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Работа в Башкирии, в НГДУ «Октябрьскнефть» (1955— 1967); главный геолог в том же НГДУ (1967 — наст. время). Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный геолог Башкирии.

Калмыков Василий Васильевич (1936—1990 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1959 г.

Помощник бурильщика, механик, старший механик НПУ «Октябрьнефть» (1959—1964); начальник участка, старший инженер, заведующий нефтепромыслом НПУ «Сургутнефть», начальник Центральной инженерно-технологической службы НГДУ «Юганскнефть» (1964—1974); начальник НГДУ «Усинскнефть», «Холмоорнефть» (1974—1982); зам. главно­ го инженера объединения «Сургутнефтегаз» (1982—1990). Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

203

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Калмыков Владимир Викторович (1935 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1957 г.

Коллектор, инженер-геолог, старший геолог конторы разве­ дочного бурения № 2 треста «Первомайбурнефть» объедине­ ния «Куйбышевнефть» (1957—1964); главный геолог — зам. начальника Бузулукского УБР объединения «Оренбургнефть» (1964—1975); начальник геологического отдела, зам. гене­ рального директора объединения (АО) «Оренбургнефть» (1975 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Калмыков Николай Николаевич (1904—1969 гг.)

Донской политехнический институт, 1929 г.

Инженер, заведующий группой, старший инженер, начальник отдела треста «Лениннефть» объединения «Азнефть» (1930— 1940); старший инженер, зам. начальника сектора, зам. на­ чальника отдела Наркомнефти (1940—1946), Миннефтепрома СССР (1950—1957), Госплана РСФСР (1957—1962); главный специалист, начальник управления Госкомнефтедобычи, зам. начальника Главного технического управления Миннефтепрома СССР (1965—1969). В 1943—1950 находил­ ся на работе в США, Румынии. Автор книг «Бурение в США», «Буровое оборудование в США».

Имеет ордена и медали СССР.

Каминский Станислав Антонович (1940—1995 гг.)

Амвросиевский индустриальный техникум, 1958 г.

Слесарь, главный механик Майорского завода высокопроч­ ного гипса (1958—1968); начальник Ямальского, Тарко-Са- линского СУ Тюменьгеолстроя (1968—1976); управляющий трестом «Обьгеолдорстрой» ГГП «Обьнефтегазгеология» (1976—1995).

Имеет орден и медали СССР.

Канатуш Иван Леонович (1936 г. рожд.)

Саратовский политехнический техникум, 1978 г.

Помощник бурильщика в тресте «Войвожнефтегазразведка» Улгинекого комбината (1959—1966); бурильщик, с 1975 г. буровой мастер, начальник буровой Речицкого управления

204

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

разведочного бурения объединения «Белоруснефть» (1966— 1995).

Имеет ордена, медаль СССР, отраслевые награды.

Канюков Рашит Закирович (1931 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1960 г.

Оператор, геолог участка, старший геолог нефтепромысла, главный геолог НГДУ «Ишимбайнефть» (1956—1994). Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Капелюшников Матвей Алкунович (1886—1959 гг.)

Томский технический институт, 1941 г., член-корреспондент АН СССР.

Конструктор технического отдела нефтепромысловой фирмы «Бакинское общество русской нефти», нефтеперегонного за­ вода KB Быховского (1914—1920); член коллегии Управле­ ния третьей группы нефтеперегонных заводов г. Баку (1920— 1922); заместитель начальника технического бюро объедине­ ния Азнефть (1922—1937); руководитель лаборатории ана­ лиза нефтяного пласта Института нефти АН СССР, преобра­ зованного в 1958 г. в Институт геологии и разработки горю­ чих ископаемых (ИГиРГИ) (1937—1959). Изобрел забойный гидравлический двигатель — редукторный турбобур, разрабо­ тал ряд аппаратов по механизации труда бурильщика, меха­ низированную установку свечей, автор и разработчик важ­ нейших технических предложений о повышении нефтеотдачи пластов.

Заслуженный деятель науки и техники РСФСР.

Каплун Петр Иванович (1949 г. рожд.)

Киевский геологоразведочный техникум, 1968 г. Техник-геофизик, старший техник-оператор, начальник отря­ да, начальник сейсмопартии, экспедиции ГГП «Ямалгеофизика» (1968—1994); директор филиала Тазовской геофизи­ ческой экспедиции АООТ «Ямалгеофизика» (1994 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, бронзовую медаль ВДНХ.

205

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Капустин Виктор Александрович (1940 г. рожд.)

Помощник бурильщика Нижне-Мысовского бурового участ­ ка, цеха бурения (1951—1975); слесарь буровой бригады, слесарь по ремонту бурового оборудования прокатно-ремонт- ного цеха Сургутской НГРЭ ГГП «Обьнефтсгазгеология» (1975 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Караев Али-Овсат Керимович (1914—1988 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1935 г., канд. техн. наук.

Инженер объединения «Азнефть» (1934—1940); зам. началь­ ника, начальник отдела Дальневосточного нефтекомбината (1940—1945); главный инженер, управляющий трестом «Краснодарнефтегазразведка» (1945—1952); главный инже­ нер треста «Крымнефтегеология» (1952—1956); зам. началь­ ника объединения «Краснодарнефть» (1956—1933); начальник Управления нефтегазовой промышленности Северо-Казказ- ского СНХ (1963—1965); начальник Главного управления по добыче нефти в Средней Азии п Казахстане (1965—1970); начальник Главного технико-экономического управления Миннефтепрома (1970—1976); зам. директора по научной работе ВНИИБТ (1976—1988).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник. Лауреат Ленинской премии, Заслуженный инженер АзССР.

Карасев Николай Серафимович (1923 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1952 г., канд. экономических паук.

Участник Великой Отечественной войны.

Старшии инженер, заведующий промыслом, начальник ГПУ объединения «Краснодарнефтегаз» (1952—1956); зам. на­ чальника объединения «Краснодарнефтегаз» по экономиче­ ским вопросам (1966—1984).

Имеет боевые награды, в том числе орден Славы III степени, ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почетный неф­ тяник, Заслуженный экономист РСФСР.

Карась Иосиф Исаевич (1809 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1937 г. Техник, инженер проектной конторы, старший инженер, по-

206

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

мощник главного конструктора, главный конструктор треста «Азнефтепроект» объединения «Азнефть» (1931--1942); на­ чальник ОКСа Молотовнефтекомбината (1942—1944); зам. начальника УКС'а треста морского бурения объединения «Азнефть» (1944—1937); главный инженер Гипроморнефть (1957-1974).

Имеет орден СССР н отраслевые награды.

Карейцев Владимир Иванович (1940 г. рожд.)

Водитель ДАООТ (объединения) «Тюменнефтегеофизика» (1965 — наст. время).

Имеет орден Трудовой Славы III степени, медаль СССР,

Почетный нефтяник.

Кержавин Василий Михайлович (1926 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Дизелист буровых установок (1962—1974); буровой мастер Кунгурского УРВ (1974—1931).

Имеет боевые ордена, в том числе Отечественной войны I и П степени, и медаль, отраслевые награды.

Каримов Рауф Габдулгалинович (1934 г. рожд.)

Помощник бурильщика конторы бурения № 2 треста «Туймазабурнефть» объединения «Башнефть» (1953—1970); бу­ рильщик конторы бурения треста «Сургутбурнефть» (1971 — 1986); бурильщик Нормативно-исследовательской сганции Главтюменнефтегаза (1936—1990); слесарь-ремонтник АООТ «Черногорнефть» (1990 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Карликов Юрий Петрович (1941 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1969 г.

Инженер, старший инженер, начальник отдела эксплуатации Главнефтеснаба РСФСР (1966—1970); главный технолог, начальник отдела эксплуатации, отдела перспективного раз­ вития объектов нефтепроводного транспорта Главтранснефти (19/0—1991); главный технолог отдела капитального строи­ тельства АК «Транснефть» (1992 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

207

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Карпов Виктор Григорьевич (1925 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1955 г.

Трудовую деятельность начал в качестве колхозника, рабо­ чего (1941 — 1950); диспетчер Башкирского нефтепроводного управления (1955—1962); директор Западно-Сибирского нефтепроводного управления (1962—1966); главный инже­ нер, начальник управления, зам. начальника управления ма­ гистральных нефтепроводов «Дружба» (1966—1987).

Карпов Михаил Александрович (1939 г. рожд.)

Ученик оператора, оператор по добыче нефти (1957—1981); мастер по добыче нефти НГДУ «Полазнанефть» (1981 — наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Карпук Петр Якимович (1933 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1957 г.

Оператор по добыче нефти Жирновского нефтепромысла Жирновского НПУ объединения «Сталинграднефть» (1957— 1958); геолог, старший геолог участка бурения конторы бу­ рения № 1, старший геолог нефтепромысла, начальник цеха капитального ремонта скважин, начальник ЦИТС, главный геолог —зам. начальника Коробковского НГДУ ПО «Ннжневолжскнефть» (1958 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Карцев Александр Васильевич (1928 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1951 г.

Старший инженер цеха НПУ «Байчунас», начальник цеха бурения НПУ «Кошкар» объединения «Казахстаинефть» (1952—1956); технорук, начальник партии СПБ № 5 Октя­ брьской ГПК, главный инженер Белебеевской ГПК, главный инженер, директор Стерлитамакской ГПК треста «Башзападнефтеразведка» (1956—1968); главный экономист Ишимбаиского УБР, директор Бирской ГПК ПО «Башнефть» (1968— 1988).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный нефтяник Башкирии.

208

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Карчев Аркадий (Владимирович (1935 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1958 г.

Инженер НПУ «Бугульманефть», старший инженер, мастер по добыче нефти, начальник участка НПУ «Лениногорскнефть», начальник отдела, зам. начальника НПУ «Иркеннефть» объединения «Татнефть» (1958—1973); зам. генераль­ ного директора объединения, вице-президент АО «Удмуртнефть» (1973 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышлен­ ности РСФСР.

Каспарьянц Константин Саакович (1921 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1951 г., канд. техн. наук. Инженер, руководитель группы, главный инженер проектов, начальник технического отдела, зам. главного инженера, главный инженер — первый зам. директора Гипровостокнефть, руководитель группы, заведующий лабораторией пер­ спективных исследований экспертно-информационного комп­ лекса (1951—наст. время). Автор централизации промысло­ вых сооружений, предусматривающей комплексную подго­ товку нефти и переработку газов с использованием низко­ температурных процессов конденсации.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина, Почетный нефтя­ ник.

Катушенко Юрий Вячеславович (1949 г. рожд.)

Саратовский политехнический техникум, 1979 г.

Слесарь Октябрьского завода «Нефтеавтоматика» (1970— 1971); помощник бурильщика Мегионской конторы бурения треста «Сургутбурнефть» (1971-1983); мастер по опробова­ нию скважин Нижневартовского УБР № 3 (1983-1988), начальник участка добычи нефти объединения «Черногор­ нефть» (1988-1991); начальник конструкторско-технологи­ ческого бюро «Модуль» ПАО «Строитель» (1991-1992), тех­ нолог цеха добычи нефти и газа АООТ «Черногорнефть» (1992 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

14-500

2 0 9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кашелев Виталий Иванович (1936 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1959 г.

Старший инженер вышкомонтажной конторы, инженер-меха­ ник, заведующий лабораторией режущего инструмента, на­ чальник отдела, главный инженер, директор вышкомонтаж­ ной конторы (1960—1979); начальник Отрадненского управ­ ления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1979 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Кашенцев Александр Петрович (1939 г. рожд.)

Московский институт геодезии и картографии, 1970 г. Инженер-геодезист, технорук, начальник топоотряда, стар­ ший геодезист, ведущий геодезист геологического отдела АООТ «Ямалгеофизика» (1970 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник геодезии и картографии.

Кашенцева Людмила Ильинична (1946 г. рожд.)

Московский институт инженеров геодезии и картографии, 1971 г.

Инженер-геодезист экспедиции, геодезист, геодезист партии геолого-экономического обеспечения АООТ «Ямалгеофизика» (1971 —наст. время).

Квакуткин Александр Григорьевич (1930 г. рожд.)

Всесоюзный заочный нефтяной техникум, 1960 г.

Трудовую деятельность начал в 1953 г. Старший бухгалтер,

главный бухгалтер треста

«Татнефтегазразведка» (1960—

1978); в последующие годы

работал главным бухгалтером

НГДУ «Федоровскнефть», объединения «Грознефть», объеди­ нения «Нижневартовскнефтегаз»; с 1992 по настоящее время главный бухгалтер, советник по бухгалтерскому учету АООТ «Черногорнефть».

Имеет отраслевые награды.

Квасов Александр Петрович (1926 г. рожд.)

Всесоюзный заочный нефтяной техникум, 1972 г.

Слесарь, мастер по оборудованию ПО «Нижневолжскнефть»

210

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1950—1963); районный инженер Волгоградского военизиро­ ванного отряда (1963—1986).

Имеет медаль СССР.

Кваша Иван Филимонович (1943 г. рожд.)

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего (1960— 1961), (1964—1967), помощник бурильщика Белокатаискои конторы бурения (1967—1969); помощник бурильщика, сле­ сарь аварийно-восстановительных работ Вахской нефтегазоразведочной экспедиции (1969 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Кейян Михаил Оганесович (1935 г. рожд.)

Саратовский монтажный техникум, 1957 г.

Слесарь нефтенасосной, старший инженер, начальник стан­ ции Горьковского районного нефтепроводного управления (1960—1971); начальник станции, начальник Кременчугско­ го районного нефтепроводного управления (1971—1984); на­ чальник группы Экспедиционного отряда подводных перехо­ дов (1984—1985); начальник смены, инженер отдела капи­ тального строительства Нижневартовского управления маги­ стральных нефтепроводов (1985—1996).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Кибирев Анатолий Степанович (1930 г. рожд.)

Радиотехник, инженер-оператор, начальник центральной гео­ физической мастерской лаборатории объединения «Ямалгеофизика» (1955—1988).

Имеет орден и медали СССР.

Киевский Валерий Николаевич (1939 г. рожд.)

Хадыженский нефтяной техникум, 1968 г.

Оператор НГДУ «Черноморнефть» (1966-1968); инженер Ахтырского военизированного отряда (1968— 1972), зам. ко мандира Северо-Кавказского военизированного отряда (1972-1978)- инженер, помощник командира Ахтырского военизированного отряда (1978-1993); зам. начальника Южно-Российской военизированной части (1993 —наст. вре­ мя).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

14*

211

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кийко Константин Иванович (1908—1989 гг.)

Московский нефтяной институт, 1936 г.

Разнорабочий, начальник геолого-полевой партии «Майнефть»; старший геолог, главный инженер Ильского нефте­ промысла Майнефтекомбината (1927—1946); начальник гео­ логического отдела, главный геолог ГПК «Краснодарнефтеразведка» (1946—1958); зам. управляющего трестом «Краснодарнефтеразведка» (1958—1969).

Имеет отраслевые награды, лауреат Ленинской премии.

Кизлевич Евгений Людвигович (1944 г. рожд.)

Буровой рабочий Буйского участка Костромской НРЭ, бу­ рильщик Центральной, Ярославской и Тимано-Печорской экспедиций, Уральской ГРЭ СГБ (1964 — наст. время).

Имеет орден СССР.

Кильдеев Шагимордан Мухамеджанович (1906—1978 гг.)

В нефтяной промышленности начал работать с 1939 г. Бурильщик, буровой мастер Отрадненского управления буро­ вых работ объединения «Куйбышевнефть» (1942—1961). Имеет два ордена Ленина, медали СССР и отраслевые на­ грады, Почетный гражданин г. Отрадный.

Киляченков Василий Алексеевич (1927 г. рожд.)

Лениногорский нефтяной техникум, 1964 г.

Трудовую деятельность начал в тресте «Альметьевбурнефть», где с 1954 по 1965 г. прошел путь от нормировщика до на­ чальника отдела вышкомонтажной конторы (ВМК); началь­ ник отдела, и.о. главного инженера ВМК треста «Бузулукнефть» (1965—1966); зам. директора ВМК треста «Альме­ тьевбурнефть» (1966—1968); инженер Жетыбайской конторы бурения, начальник цеха ВМК треста «Узеньбурнефть» (1968—1970); начальник цеха ВМК в тресте «Бузулукбурнефть» и Светлогорском УБР (1970—1972); зам. начальника Вышкомонтажного управления объединения «Белоруснефть» (1972—1995).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Ким Николай Генчирович (1920 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1962 г.

Начальник цеха нефтепромысла объединения «Казахстан-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефть» (1942—1948); старший инженер, начальник отдела, главный инженер НПУ объединения «Татнефть» (1948— 1965); главный механик Упрнефтедобычи, начальник отдела эксплуатации магистральных нефтепроводов Миннефтепрома

СССР (1966—1974), ведущий инженер Упрнефтедобычи Миннефтепрома (1977—1981).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Кипсар Георгий Федорович (1908—1994 гг.)

Московский нефтяной институт, 1931 г.

Инженер, главный инженер Апшеронского промысла треста «Майнефть» (1931—1942); старший инженер, начальник сек­ тора Наркомнефти (1942—1945); начальник отдела, главный

инженер — зам. начальника Главвостокнефтедобычи

Мин­

нефтепрома (1945—1954); генеральный директор АО

«Сов-

промпетроль», экономический советник ГУЭС, СЭВ, ГКЭС (1954—1966); зам. начальника (1966—1970), старший инже­ нер Управления внешних сношений Миннефтепрома СССР

(1970—1974); старший инженер, старший научный сотрудник ВНИИнефть (1974—1977).

Имеет ордена и медали СССР, среди них воинские — два ор­ дена Красного Знамени, и отраслевые награды. Почетный нефтяник. Лауреат Государственной премии I степени за раз­ работку и освоение законтурного заводнения Туймазинского нефтяного месторождения.

Киреев Виктор Васильевич (1947 г. рожд.)

Дизелист, старший дизелист, слесарь-ремонтник АООТ «Усинскгеонефть» (1,964—1992); с 1992 г. работа в «Архангельскнефтегазгеология».

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Кириков Федор Михайлович (1927 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1956 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер геолого­ поисковой конторы (1956—1975); директор этой же конторы объединения «Пермнефть» (1975—1989).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Кирьянов Анатолий Григорьевич (1931 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1950 г.

Оператор, мастер по добыче нефти, начальник цеха добычи

213

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефти НПУ «Краснокамскнефть» (1950—1965); начальник цеха добычи нефти НГДУ «Чернушканефть» (1965—1987). Имеет ордена СССР, отраслевые награды.

Кириллов Николай Павлович (1926 г. рожд.)

Зам. начальника партии, начальник РММ, начальник участ­ ка ГГП «Печорагеофизика» (1966—1994).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Кисель-Загорянский Александр Андреевич (1939 г. рожд.)

Новозыбковский сельскохозяйственный техникум, 1974 г. Тракторист СУ-2 треста № 1 Главгаза СССР (1964—1964); машинист, мастер, начальник аварийно-восстановительной службы, начальник опорной аварийно-восстановительной службы линейной производственно-диспетчерской станции «Унеча» Гомельского (1964—1991), Брянского (1991—наст. время) управлений нефтепровода «Дружба».

Почетный нефтяник.

Кислое Алексей Гаврилович (1918—1990 гг.)

Ростовский-на-Дону политехникум связи, 1963 г.

Техник связи нефтеперекачивающей станции «Ростов» Главнефтеснаба (1947—1963); мастер связи, инженер Тихорецко­ го отделения связи Главнефтеснаба (1963—1966); начальник Ростовского узла связи, электромонтер Тихорецкой эксплуа­ тационно-технической конторы связи (1966—1987); электро­ монтер Северо-Кавказского производственно-технического управления связи (1988—1990).

Имеет медали СССР.

Кистанов Иван Васильевич (1927 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1967 г.

Помощник оператора, оператор по добыче нефти, оператор по исследованию скважин нефтепромысла треста «Бавлынефть» (1952—1956); начальник конторы, старший инженер отдела добычи нефти конторы по газификации г. Бугульмы объединения «Татнефть» (1956—1964); старший инженер, зам. начальника отдела по добыче нефти объединения «Тюменнефтегаз» (1964—1968); главный инженер Сургутского нефтепроводного управления (1968—1970); старший инженер

214

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

производственного отдела по добыче нефти, начальник неф­ теперекачивающей станции «Тюмень» (1970—1978); началь­ ник отдела кадров Управления магистральными нефтепро­ водами Западной и Северо-Западной Сибири (1978—1988); контрольный механик АООТ «Сибнефтепровод» (1988 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Китапов Дильшат Ахметович (1925 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1968 г.

Вычислитель, техник-оператор, инженер-оператор, инженеринтерпретатор, начальник партий треста «Башнефтегеофизика» (1947—1965); начальник сейсмопартии, старший инже­ нер ПСБ, старший геофизик НИП объединения «Тюменнефтегеофизика» (1965—1987).

Имеет орден Октябрьской революции, отраслевые награды.

Кларк Владимир Иннокентьевич (1922—1982 гг.)

Днепропетровский горный институт, 1946 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инженер-оператор геофизической партии Украинского отде­ ления ГСГТ (1945—1947); начальник партий, начальник от­ дела, главный геофизик Ухтинского территориального геоло­ гического управления, старший геофизик ГГП «Печорагео зика» (1947—1982).

Имеет боевые награды, медаль СССР, отраслевые награды

Кленова Тамара Васильевна (1930 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1970 г.

В системе Главтюменнефтегаза работала с 1965 г. Старший инженер отдела комплектации Управления материально-тех­ нического снабжения, зам. начальника Управления произ­ водственно-технического обеспечения и комплектации обору­ дованием, начальник Управления по комплектованию обору­ дованием капитального строительства.

Имеет отраслевые награды.

Клещев Александр Иванович (1903—1964 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1930 г., канд. геолого-минералогических наук.

215

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рабочий, техник, коллектор в объединении «Азнефть» (1926— 1929); геолог, научный сотрудник АзНИИ, старший геолог, главный геолог, управляющий трестом «Азнефтеразведка» (1930—1939); старший геолог, начальник отдела, главный геолог треста «Туркменнефть», «Туркменозокерит» (1939— 1944); начальник партии, руководитель темы ВНИГНИ Мингео СССР (1946—1964).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Лауреат Государственной премии СССР.

Климовец Савва Саввович (1946 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1981 г.

Помощник бурильщика (1965—1975); загранкомандировка (1975—1980); помощник бурильщика Ставропольского НГДУ (1980—1990); районный инженер Ставропольского военизи­ рованного отряда (1990 — наст. время).

Клипачеико Иван Ильич (1933 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1966 г. Заведующий инструментальной площадкой, помощник буро­ вого мастера, буровой мастер, начальник буровой, начальник ЦИТС, начальник нефтеразведки № 2 Отделения буровых работ АО «Краснодарнефтегаз» (1955 — наст. время). Имеет орден СССР, отраслевые награды, серебряную медаль ВДНХ.

Ключников Николай Иванович (1912 г. рожд.)

Воронежский Государственный университет, 1940 г. Участник Великой Отечественной войны.

Геолог нефтепромысла в тресте «Ишимбайнефть» (1940— 1946); начальник геологической партии, начальник отдела ГПК треста «Башнефтеразведка» (1946—1951); главный гео­ лог треста «Башвостокнефтеразведка» (1951—1957); началь­ ник отдела, главный геолог ПО «Башнефть» (1963—1975). Имеет боевые награды, в том числе три ордена Отечествен­ ной войны, ордена и медали СССР, отраслевые награды, За­ служенный геолог РСФСР.

Князев Николай Сергеевич (1928—1985 гг.)

Сызранский нефтяной техникум, 1947 г., Уфимский нефтяной институт, 1962 г.

216

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Оператор, мастер, старший инженер промыслов № 4 и № 6, заведующий нефтепромыслом № 5 треста «Туймазанефть» (1947—1963); главный инженер, начальник НГДУ «Арланнефть» (1963—1985).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Князев Фаат Валисламович (1945 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1968 г.

Помощник бурильщика Туймазинской конторы бурения № 1 треста «Туймазабурнефть» (1963—1965); помощник буриль­ щика, буровой мастер, инженер, старший инженер участка бурения «Татышлы» Калтасинской конторы бурения треста «Башвостокнефтеразведка» (1968—1970); начальник смены РИТС, зам. начальника, начальник РИТС, начальник ЦИТС, главный инженер, начальник Краснохолмского УБР (1970 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ.

Кобяков Николай Иванович (1945 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1967 г.

Слесарь транспортной конторы (1964—1967); слесарь по ре­ монту нефтяного оборудования, начальник установки, на­ чальник цеха ППН НГДУ «Чернушканефть» (1967—1978); начальник ПТО Управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (1978—1982); зам. начальника, начальник НГДУ «Чернушканефть» (1982— 1986); главный инженер объединения «Пермнефть» (1986— 1994); первый зам. генерального директора АО «Пермнефть» (1994 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Коваленко Константин Иосифович (1912—1988 гг.)

Московский нефтяной институт, 1940 г., канд. техн. наук. Работа в НГДУ «Ишимбайнефть» (1940—1946); начальник НГДУ «Ишимбайнефть», «Октябрьскнефть» (1946—1954); главный инженер, начальник ПО «Башнефть» (1954—1966); зам. начальника, начальник Главнефтеразведки Мингео РСФСР (1966—1972); заведующий сектором ВНИГНИ

217

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1972—1982); работа в ВНИПИМорнефтегаз (1982—1988). Имеет ордена и медали СССР, в том числе два ордена Ле­ нина, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Почетный нефтяник.

Ковалев Иван Николаевич (1935 г. рожд.)

Московский электромеханический техникум, 1968 г. Помощник бурильщика, электромонтер конторы бурения Жирновского НПУ (1960—1970); механик, старший механик цеха электрооборудования (1970—1991); зам. начальника БПО Жирновского УБР АО «Нижневолжскнефть», управле­ ния «Нижневолжскбурнефть» АО «ЛУКойл-Нижневолжск- нефть» (1991—наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ.

Коваленко Федор Федорович (1937 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик Медведицкой конторы бурения треста «Сталинграднефтегазразведка», Жирновской конторы бурения объединения «Нижневолжскнефть» (1959— 1971); бурильщик в Ираке (1971 — 1974); бурильщик в Жирновском УБР «Нижневолжскнефть», управлении «Нижне­ волжскнефть» АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1974 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ.

Коваленко Владимир Иванович (1933 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1955 г.

Старший геолог участка Ермаковской партии треста «Минусиннефтеразведка», Ермаковской нефтеразведки, начальник геологического отдела, главный геолог Нижне-Енисейской нефтеразведочной экспедиции треста «Красноярскнефтеразведка» (1955—1978); начальник геологического отдела ГП «Еннсейнефтегазгеология», с 1995 г. АО «Енисейнефтегаз» (1978 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный гео­ лог РСФСР.

Коваленко Александр Александрович (1936 г. рожд.)

Фрунзенский индустриальный техникум, 1955 г., Всесоюзный заочный инженерно-строительный институт, 1964 г.

218

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Прошел путь от мастера строительного управления до зам. генерального директора ПО «Нижневолжскнефть», АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1965 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

Коваленко Анатолий Васильевич (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Инженер, старший инженер ВНИИБТ (1952—1957); стар­ ший инженер, главный специалист по нефти СНХ Киргизской ССР, главный инженер, начальник управления «Киргизнефть» (1957—1975); зам. начальника Управления матери­ ально-технического снабжения Миннефтепрома СССР

(1975—1989).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Ковалев Александр Георгиевич (1925 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г., канд. техн. наук. Участник Великой Отечественной войны.

Мл. научный сотрудник Института нефти АН СССР (1952— 1961); руководитель лаборатории ВНИИнефть (1961 —1994); советник генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 — наст. время).

Имеет боевые награды, орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ, Почет­ ный нефтяник.

Коваль Нестер Антонович (1909—1994 гг.)

Герой Социалистического труда.

В нефтяной промышленности начал работать в 1935 г. Бурильщик Нефтегорского управления разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть» (1946—1964). Принимал ак­ тивное участие в открытии и разработке нефтяных и газовых месторождений Куйбышевской области.

Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас­ левые награды.

Ковин Владимир Федорович (1939 г. рожд.)

Сарапульский техникум, 1960 г.

Водитель, механик, начальник колонны (1963—1967); глав-

219

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ный инженер (1967—1981); начальник Управления техноло­ гического транспорта НГДУ «Чернушканефть» объединения «Пермнефть» (1981—наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник транспорта РСФСР.

Кожемякин Анатолий Максимович (1931 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, началь­ ник Районной инженерно-технологической службы Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбышев­ нефть» (1956—1990).

Имеет медали СССР и отраслевые награды, Почетный неф­ тяник.

Козаченко Федор Федорович (1923 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Старший статистик, диспетчер конторы бурения объединения «Укрнефть» (1945—1949); старший рабочий бурплощадки, бурильщик, мастер ремонтно-турбинной базы, начальник трубной базы, начальник цеха опробования, начальник про- катно-ремонтного цеха бурового оборудования конторы бу­ рения № 1 треста «Татбурнефть» (1949—1965); мастер по сложным работам, буровой мастер конторы бурения № 2 треста «Бузулукбурнефть» (1965—1970); буровой мастер, инженер Районной инженерно-технологической службы Бузулукского УБР объединения «Оренбургнефть» (1970—1987). Имеет орден Отечественной войны II степени, другие боевые награды, орден Трудовой Славы III степени, медали СССР,

отраслевые награды.

Козеев Виктор Иванович (1918 г. рожд.)

Саратовский нефтяной техникум, 1955 г. Участник Великой Отечественной войны.

Тр\довая деятельность—с 1938 г., приемораздатчик Бугульминской нефтебазы (1947—1950); старший приемораздатчик Татарской нефтепроводной конторы (1950—1951); диспетчер, начальник лаборатории Клявлинской нефтебазы Татарского

нефтепроводного управления (1951 — 1955);

механик, техно­

рук нефтепровода

«Карабаш—Клявлино»

(1955—1958);

главный инженер Ромашкинского районного нефтепроводно­ го управления (1958—1982); инженер Управления северо-

220

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Западными магистральными нефтепроводами (1982—1984). Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны II степени, ордена и медали СССР, Заслуженный нефтяник Татарской АССР.

Козлова Надежда Васильевна (1937 г. рожд.)

Штукатур-маляр, бригадир Спецуправления отделочных ра­ бот треста «Сахалиннефтестрой» (1957—1994).

Имеет ордена Трудовой Славы II и III степени, Заслужен­ ный строитель РСФСР, Почетный гражданин г. Оха.

Козлов Николай Григорьевич (1945 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1973 г.

Оператор, мастер по добыче нефти и газа, старший мастер по подземному ремонту скважин НГДУ «Ишимбайнефть» объединения «Башнефть» (1963—1979); мастер по подзем­ ному ремонту скважин НГДУ «Белозернефть», НГДУ «Чер­ ногорнефть», старший мастер АООТ «Черногорнефть» (1979 —наст, время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Козынченко Федор Федорович (1930 г. рожд.)

Рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Жирновской конторы бурения Жирновского НПУ, треста «Жирновскнефтегазразведка», Жирновского УБР объедине­ ния «Нижневолжскнефть» (1955—1974); буровой мастер в Сирин (1974—1976); буровой мастер Жирновского УБР объ­ единения «Нижневолжскнефть» (1976—1988).

Имеет отраслевые награды.

Кокошко Александр Леонтьевич (1932 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1959 г. Инженер-оператор, начальник полевой партии (1959—1974); работа на Кубе (1974—1978); начальник тематической пар­ тии, начальник экспедиции ГГП «Печорагеофизика» (1978— 1995).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный раз­ ведчик недр.

221

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кокшарова Лилия Александровна (1936 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1958 г. Преподаватель (1959—1982); директор Пермского нефтяного техникума (1982 —наст, время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Колемасов Анатолий Иванович (1920—1994 гг.)

Московский нефтяной институт, 1941 г.

Буровой мастер, инженер, начальник цеха бурения промысла Доссор Казахстаннефтекомбината (1941—1943); инженер управления Наркомнефти, начальник цеха бурения Шугуровского промысла объединения «Татнефть» (1944—1946); инженер, начальник отдела управления Миннефтепрома

СССР (1946—1952); помощник заместителя Председателя СМ СССР, начальник сектора, руководитель лаборатории, начальник отдела ВНИИБТ (1952—1957, 1960—1966); глав­ ный инженер Управления нефтяной и газовой промышлен­ ности Оренбургского СНХ (1957—1960); зам. председателя НТС Миннефтепрома СССР (1966—1981); заведующий сек­ тором лаборатории ВНИИнефть (1981—1986).

Имеет медали СССР.

Колесников Павел Игнатьевич (1927—1990 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1950 г.

Начальник исследовательской группы промысла, буровой мастер, начальник участка, начальник производственно-тех­ нического отдела, главный инженер Ачикулакской конторы бурения треста «Грознефтеразведка» (1949—1960); зам. на­ чальника по бурению Ставропольского НПУ, начальник от­ дела бурения, одновременно — зам. начальника Управления нефтяной, газовой, химической и горно-рудной промышлен­ ности Ставропольского СНХ (1960—1962); начальник про­ мышленного отдела Ставропольского крайкома КПСС

(1962—1963); зам. начальника по бурению Управления неф­ тегазовой промышленности СНХ Северо-Кавказского эконо­ мического района (1963—1965); начальник подотдела по планированию буровых работ и освоению шельфа отдела нефтяной, газовой и угольной промышленности Госплана

СССР (1965-1989).

Лауреат премии Совета Министров СССР, Заслуженный

222

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

рационализатор РСФСР, Почетный нефтяник, Заслуженный работник нефтяной промышленности РСФСР.

Колесников Борис Владимирович (1924 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1953 г. Участник Великой Отечественной войны.

Старший инженер, главный инженер промысла НГДУ«Абнннефть» объединения «Краснодарнефтегаз» (1954—1963); на­ чальник отдела Управления Северо-Кавказского СНХ (1963 1965); зам. начальника отдела, главный технолог, начальник отдела Управления по добыче нефти и газа Главного техни­ ческого управления Миннефтепрома СССР (1965—1983). Имеет боевые и отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Колесников Владимир Михайлович (1940 г. рожд.)

Воронежский сельскохозяйственный институт, 1979 г., канд.

экономических наук.

Рабочий Саратовской геолого-поисковой конторы, механик, зам. директора, главный инженер, директор Бобровской нефтебазы Воронежского управления Главнефтеснаба РСФСР (1957—1979); начальник Свердловского управления Госкомнефтепродукта (1979—1983); начальник Плановофинансового управления, первый зам. председателя Госком­ нефтепродукта РСФСР (1985—1990); первый зам. председа­ теля концерна «Роснефтепродукт», зам. министра Минтоп­ энерго РФ (1990—1994); первый вице-президент АО «СИ­ ДАНКО» (1994—наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный работник Госкомнеф­ тепродукта РСФСР.

Колобзаров Олег Владимирович (1934 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1958 г.

Геолог Воркутинской комплексной ГРЭ, старший геолог ВНИГРИ, старший геолог, начальник отряда комплексной морской Арктической экспедиции ПГО «Севморгео», старший геолог Государственного геологического контроля по мор­ ским геолого-разведочным работам, старший геолог, началь­ ник отряда Калининградской экспедиции ПГО «Севзапгеология», старший геолог отряда камеральной обработки мате­ риалов ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка», главный специа­ лист комитета по комплексному использованию природных

223

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ресурсов Администрации Ненецкого автономного округа (1958 —наст. время).

Коловатов Валерий Петрович (1938 г. рожд.)

Московский автомеханический институт, 1968 г.

Старший инженер, зам. начальника управления Госкомнефтепродукта РСФСР (1956—1992); начальник Госнефтеинспекции Минтопэнерго РФ, зам. исполнительного директора, исполнительный директор департамента АО «СИДАНКО» (1992 —наст. время).

Колодин Алексей Романович (1913—1995 гг.)

Участник Великой Отечественной войны.

Механик связи Грозненской нефтепроводной конторы «Союзнефтепровод» (1938—1941); техник, старший инженер связи, и. о. начальника цеха связи Грозненского товарно-транспорт­ ного управления Главнефтеснаба (1946—1963); старший ин­ женер, начальник цеха Тихорецкого отделения связи Глав­ нефтеснаба (1963—1973); электромонтер 6 разряда Тихо­ рецкой эксплуатационно-технической конторы связи (1975

1979), Северо-Кавказского производственно-технического управления связи, г. Тихорецк (1982—1989).

Имеет боевые награды, медали СССР.

Коломацкий Виктор Николаевич (1928 г. рожд.)

Львовский политехнический институт.

Слесарь, старший механик, начальник участка, начальник цеха, главный механик конторы турбинного бурения треста «Туймазабурнефть» объединения «Башнефть» (1953—1959); советник в Индии (1959—1961); старший инженер треста «Туймазабурнефть», главный механик Главтюменнефтегаза (1961 —1974); начальник Управления главного механика Миннефтепрома, зам. начальника Департамента в Роснефтегазе (1974—1993); главный специалист СП «Камнефть» (1994—наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, лауреат Государственной премии

Колосова Лидия Александровна (1923 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1964 г.

Зам. начальника, начальник отдела Планово-экономического

224

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

управления Миннефтепрома (1964—1992), главный эконо­ мист Центрэкюрнефти (1992—1994), главный специалист Департамента экономики нефтяной компании «ЛУКойл» (1994 — наст. время).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Коляда Александр Васильевич (1936 г. рожд.)

Саратовский политехнический техникум, 1978 г.

Подсобный рабочий ЦНИПР, оператор, геолог, старший гео­ лог нефтепромысла № 2, начальник нефтепромысла НГДУ «Шаимнефть» (1967—1995).

Имеет орден и медали СССР.

Комаров Иван Тимофеевич (1928 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1951 г.

Помощник бурильщика, буровой мастер, секретарь парторга­ низации Зольненского нефтепромысла объединения «Куибышевнефть». Секретарь Отрадненского горкома КПСС.

Имеет ордена и медали СССР.

Комаров Сергей Григорьевич (1909—1969 гг.)

Московский геолого-разведочный институт, 1930 г., докт.

техн. наук, профессор.

Начальник каротажных партий, руководитель научных ис­ следований в области каротажа нефтяных скважин в тресте «Азнефтеразведка» (1930-1946); руководитель отдела про­ мысловой геофизики в НИИ прикладной геофизики, ВНИИгеофизике (1946—1969).

Имеет ордена и медали СССР.

Комасов Александр Сергеевич (1924 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик партии № 5 структурнопоискового бурения геологоразведочной конторы объедине­ ния «Куйбышевнефть» (1953—1985).

Имеет орден Ленина, отраслевые награды.

Комашко Николай Павлович (1933 г. рожд.)

Вся трудовая деятельность связана со Светлогорским УБР объединения «Белоруснефть», где он проработал бурилыци-

15-500

2 2 5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ком эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ с 1967 по 1995 г.

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды. Кондаков Вениамин Вениаминович (1951 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1977 г.

Прошел путь от помощника бурильщика до главного геолога Сургутского УБР-2 (1977—наст. время).

Имеет орден и медали СССР, золотую и серебряную медали ВДНХ, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

Кондратьев Иван Александрович (1933 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1957 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Инженер-геолог, старший геолог, главный геолог НПУ«Абиннефть» (1957—1968); начальник геологического отдела, глав­ ный геолог, одновременно — зам. генерального директора АО «Краснодарнефтегаз» (1968 — наст. время).

Имеет орден СССР.

Кондрашин Михаил Тимофеевич (1936 г. рожд.)

Электромонтер, вышкомонтажник (1955—1960), бригадир вышкомонтажной бригады конторы бурения НПУ «Бугурусланнефть» объединения «Оренбургнефть» (1960—1994).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Конев Валентин Дмитриевич (1930—1991 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1955 г.

Помощник мастера по добыче нефти и газа, старший инже­ нер, заведующий промыслом, главный инженер, начальник НГДУ «Приазовнефть» (1955—1974); зам. директора по на­ учной работе в области добычи нефти и газа НПО «Союзтермнефть» (1974—1987); загранкомандировка в Сирию (1987—1990).

Имеет орден и медаль СССР.

Конев Владимир Аристархович (1921 г. рожд.)

Иркутский горно-металлургический институт, 1951 г. Участник Великой Отечественной войны.

226

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Инженер, старший инженер по бурению, начальник Боханской нефтеразведки треста «Востсибнефтегеология» (1952— 1957); инженер, начальник участка Тайшетской нефтеразвед­ ки (1957—1961); начальник Южной нефтеразведочной экспе­ диции Красноярской конторы разведочного бурения (1961 — 1963); директор Красноярской конторы разведочного буре­ ния; старший специалист Красноярского геологического управления, главный инженер Енисейской нефтеразведки, начальник отдела ПГО «Енисейнефтегазгеология» (1963— 1987).

Имеет боевые награды, орден и медали СССР, отраслевые награды.

Коневников Валерий Константинович (1939 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1957 г.

Дизелист, слесарь конторы бурения № 1 треста «Сталинградбурнефть»; слесарь, и.о. механика, старший мастер уча­ стка треста «Грознефтеразведка», начальник цеха Октябрь­ ского УБР объединения «Грознефть»; механик, старший ме­ ханик, главный механик Челекенского морского управления разведочного бурения объединения «Каспморнефть» (1957— 1982); начальник цеха, главный механик, зам. начальника по механической части буровой установки, заведующий ин­ струментальной площадкой ЦПРБО ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1982 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Конкин Иван Иванович (1930 г. рожд.)

Всесоюзный заочный нефтяной техникум, 1967 г. Инженер-диспетчер наливной станции «Петропавловск» Башкирского нефтепроводного управления (1953—1957); начальник перекачивающих станций «Булаево», «Варгаши» Петропавловского районного нефтепроводного управления (1957—1968); зам. начальника Туймазинского районного нефтепроводного управления (1968—1969); директор Тихо­ рецкой перевалочной нефтебазы (1969—1976); начальник Крымской линейной производственно-диспетчерской станции АО «Черномортранснефть» (1976 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

15*

227

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Константинов Леонид Павлович (1914—1991 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1937 г.

 

Участник Великой Отечественной войны.

 

 

Работа в

системе

Азнефтекомбината

(1937—1941);

работа

в аппарате Миннефтепрома (1946—1950);

начальник Экспе­

риментального отдела СКБ-2 Миннефтепрома СССР, заве­

дующий отделом по долоту ВНИИБТ

(1953—1983), старший

научный сотрудник ВНИИБТ (1983—1990).

 

Имеет ордена и медали СССР,

среди них орден Красной

Звезды и 6 медалей за боевые заслуги, отраслевые награды.

Почетный нефтяник. Заслуженный изобретатель РСФСР.

Конов Геннадий Борисович (1937 г. рожд.)

 

 

Московский нефтяной институт, 1966 г.

 

 

Копировщик отдела

изысканий

Бугульминского

филиала

Гипровостокнефти

(1955—1956);

ученик слесаря,

слесарь

Бугульминского

механического

завода

(1959—1960); лабо­

рант, инженер,

старший инженер

ТатНИИнефть

(1960—

1967); инженер, слесарь по ремонту бурового оборудования,

механик отдела главного механика Шаимской нефтеразве­

дочной экспедиции

Мингео РСФСР

(1967—1969);

главный

механик,

начальник производственно-технического

отдела,

главный

инженер

Тюменского нефтепроводного управления

(1969—1983); зам. начальника, начальник технического от­ дела Гипронефтепроводстрой (1983—1988); начальник Тю­ менского управления магистральных нефтепроводов АООТ «Сибнефтепровод» (1988 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Коновалов Юрий Вячеславович (1937 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1966 г.

Слесарь Чернушинской нефтеразведки треста «Молотовнефтеразведка» (1957—1957); техник-конструктор Татарского нефтепроводного управления Главнефтесбыта РСФСР (1958—1959); слесарь, техник, старший техник, лаборант, ин­ женер ТатНИИнефть (1959—1967); инженер-механик отдела главного механика, механик Шаимской нефтеразведочной экспедиции Мингео РСФСР (1967—1969); начальник произ­ водственного отдела, главный технолог, председатель проф­ кома, инженер, зам. начальника отдела главного механика, помощник генерального директора, зам. главного механика

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

АООТ «Сибнефтепровод» (1969—1996); ведущий инженер отдела главного механика Тюменского управления магист­ ральных нефтепроводов АООТ «Сибнефтепровод» (1996 — наст. время).

Имеет медаль СССР.

Коновалов Александр Петрович (1924—1985 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1952 г.

Инженер, заведующий промыслом (1952—1958); главный инженер НГДУ «Хадыженнефть» объединения «Краснодарнефтегаз» (1958—1983).

Имеет боевые награды и медали СССР.

Коновалова Елена Николаевна (1952 г. рожд.)

Московский институт управления, 1976 г.

Старшая машинистка, инженер, старший инженер, ведущий инженер, ведущий технолог отдела поставок нефти, балансов и качества Главтранснефти (1971 —1992); зам. начальника отдела маршрутизации, графиков и качества нефти АК «Транснефть» (1992 —наст. время).

Конопкин Георгий Петрович (1906—1981 гг.)

Ростовский индустриальный техникум, 1927 г.

Старший техник-электрик треста «Грознефть» (1928—1932); старший энергетик треста «Туркменнефть» (1932—1934); начальник электросилового хозяйства треста «Средазнефть»

(1934—1944);

зам.

управляющего

трестом

«Ферганаозоке-

рит» (1944—1955);

инженер НПУ объединения «Грознефть»

(1955—1956);

директор

Ильского

завода

«Утяжелитель»

(1956-1970).

 

 

 

 

 

Имеет ордена,

в том числе орден Ленина,

медали СССР,

Почетный нефтяник.

 

 

 

Конторович Зяма Львович (1915—1990 гг.)

 

Московский нефтяной институт, 1942 г.

 

Слесарь завода

«Серп и

молот» (1929—1937); служба в Со­

ветской Армии, фронт (1942—1946); инженер, старший ин­ женер, главный инженер проекта в тресте «Нефтепроводпроект» (1946—1951); технорук Клявлинской перевалочной неф­ тебазы, главный инженер Татарского нефтепроводого управ-

229

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ления Главнефтесбыта Миннефтепрома (1951—1958); зам. начальника отдела, начальник отдела капитального строи­ тельства, трубопроводного транспорта, начальник Управле­ ния Главнефтеснаба РСФСР (1958—1970); главный инже­ нер — зам. начальника Главтранснефтн Миннефтепрома

СССР (1970—1975); будучи пенсионером работал старшим инженером во ВНИИКанефтегазе, начальником отдела Глав­ нефтеснаба РСФСР (1975—1979), старшим инженером СКБ Транснефтеавтоматика (1980—1985).

Имеет ордена и медали СССР, среди них воинские, и отрас­ левые награды. Почетный нефтяник.

Копысицкий Павел Израилович (1904 г. рожд.)

Азербайджанский политехнический институт, 1929 г. Инженер, начальник конструкторского бюро, главный конст­ руктор на заводах им. Дзержинского и Л. Шмидта; началь­ ник отдела Главного управления Миннефтепрома СССР

(1945—1957); главный специалист Госплана РСФСР (1957— 1959); главный специалист Госкомитета СМ СССР по авто­ матизации и машиностроению (1959—1963); зам. начальника Управления Госкомитета химического и нефтяного машино­ строения (1963—1965); начальник технического отдела, ве­ дущий инженер ВНИИБТ (1965—1986). Участник ВОВ.

Имеет ордена и медали СССР, среди них орден Красной Звезды и медали за боевые заслуги, отраслевые награды.

Кордиалик Викентий Константинович (1932 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1955 г.

Помощник бурильщика, буровой мастер на Сахалине (1955— 1966); главный инженер Мегионской разведочной экспеди­ ции, начальник производственно-диспетчерской службы Правдинской конторы бурения (1966—1968); главный техно­ лог, ведущий инженер Сургутского УБР-1 (1968 —наст. вре­ мя).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник Тюменской области, Заслуженный рационализатор

Коренное Анатолий Иванович (1938 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1970 г.

Оператор Радаевского нефтепромысла объединения «Куйбы-

230

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

шевнефть» (1957—1959); помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, также работал на инженерных должностях в тресте буровых работ №2, зам. начальника Отрадненского УБР (1961 — 1982); начальник Самарского УБР (1982—1994); директор геологоразведочной конторы объединения «Куйбы­ шевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1994 —наст. вре­ мя).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Коржавин Владмир Викторович (1946 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1976 г.

Мастер, старший инженер конторы материально-техническо­ го снабжения треста «Белнефтегазразведка» (1969—1977); инженер нормативно-исследовательской станции «Белоруснефть» Миннефтепрома СССР (1977); старший инженер по кадрам Уренгойской геофизической экспедиции (1977—1978); начальник отдела кадров АООТ «Ямалгеофизика» (1978 — наст. время).

Имеет медали СССР.

Коробовкин Рудольф Викторович (1936 г. рожд.)

Казанский государственный университет, 1959 г.

Оператор по исследованию скважин, геолог, старший геолог, зам. заведующего нефтепромыслом НПУ «Азнакаевскнефть» (1959—1966); начальник геологического отдела, отдела раз­ работки (1966—1978), главный геолог НГДУ «Юганскнефть», «Лянторпефть» (1978—1982); главный геолог, зам. началь­ ника НГДУ «Сургутнефть» (1982 —наст. время).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Королев Михаил Иванович (1939 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1966 г.

Техник-оператор сейсмопартии, и.о. начальника геофизиче­ ского отряда Уральской геофизической экспедиции (1966— 1967); начальник сейсмоотряда, старший геофизик сейсмо­ партии, начальник Сургутской группы ТГЭ, главный геофи­ зик департамента обработки и интерпретации ДАООТ (объ­ единения) «Тюменнефтегеофизика» (1967— наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

231

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Королев Владимир Александрович (1934 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1958 г.

Инженер-оператор, начальник сейсмопартии, начальник груп­ пы геофизических партий, начальник экспедиции ГГП «Ямалгеофизика» (1958—1994); директор филиала Пуровской геофизической экспедиции АООТ «Ямалгеофизика» (1994 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный геолог РСФСР.

Корнев Алексей Дмитриевич (1911 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1937 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инженер треста «Молотовнефть» в г. Баку (1937—1941); инженер конторы «Укрнефтепроект» (1945—1946); работа в Советском нефтяном управлении в Австрии (1946—1950); главный инженер объединения «Пермнефть» (1951 — 1964). Имеет боевые награды, орден и медали СССР.

Корнеев Борис Петрович (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., канд. техн. наук. Преподаватель Ухтинского горно-нефтяного техникума (1952—1953); мл. научный сотрудник, старш. научный со­ трудник, руководитель лаборатории ВНИИнефть (1953— 1994); советник генерального директора РМНТК «Нефтеот­ дача» (1994 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Корнеев Геннадий Семенович (1940 г. рожд.)

Взрывник, мастер по взрывным работам, инженер, начальник партии, диспетчер по авиаперевозкам ГГП «Печорагеофизика» (1966—1994).

Имеет медали СССР.

Корнилаев Виктор Николаевич (1927 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г., канд. техн. наук. Начальник участка, старший инженер-геолог, технорук, стар­ ший инженер по бурению, начальник буровой партии в ГДР

232

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1951 — 1954); инженер, старш. научный сотрудник, руково­ дитель группы ВНИИнефть (1954—1994).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Коровин Иван Анатольевич (1924 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1960 г.

Буровой рабочий, бурильщик (1950—1960); буровой мастер Кунгурского УБР объединения «Пермнефть» (1960—1979). Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Коростин Виталий Яковлевич (1946 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1970 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, старший инженер-техно­ лог КРБ № 8 треста «Пермвостокнефтеразведка»; начальник НИЛ, начальник смены ЦИТС Ижевского УБР объединения «Удмуртнефть» (1970—1980); старший инженер, начальник смены бурового комплекса, главный инженер партии, буро­ вой мастер, начальник смены ЦИТС, начальник отдела по бурению ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1980 —наст. время).

Короткое Сергей Тихонович (1906—1966 гг.)

Ленинградский государственный университет, 1930 г., докт. геолого-минералогических наук.

Старший коллектор, главный инженер геолого-поисковой конторы, зам. главного геолога Майкопнефтекомбината, главный геолог треста «Апшероннефть», «Хадыженнефть», главный геолог, одновременно —зам. начальника объедине­ ния «Краснодарнефтегаз» (1929—1963).

Имеет медали СССР.

Коротин Геннадий Михайлович (1924 г. рожд.)

Саратовский автомобильно-дорожный институт, 1949 г. Главный инженер автотранспортной конторы треста «Татнефтепромстрой», Управления механизированных работ объ­ единения «Татнефть», Транспортного управления Татарского СНХ, Средне-Волжского СНХ (1949—1965); начальник Транспортного управления Миннефтепрома (1965—1984). Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

233

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Короткое Валентин Павлинович (1935 г. рожд.)

Ленинградский текстильный институт, 1958 г.

Слесарь по ремонту и монтажу компрессоров, инженер КИП, механик, начальник газокомпрессорной станции конторы пе­ рекачки нефти и газа Коми Совнархоза (1958—1964); глав­ ный энергетик Тэбукского НГДУ объединения «Коминефть» (1964—1973); главный инженер управления, генеральный директор АООТ «Северные магистральные нефтепроводы» (1973 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

Короткое Михаил Ефимович (1910—1976 гг.)

Средне-Волжский КомВУЗ, 1931 г.

Работа в трестах «Востокнефть», «Туймазанефть» (1937— 1953); управляющий трестом «Башзападнефтеразведка» (1953—1970); начальник Октябрьского УБР (1970—1972).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслуженный неф­ тяник Башкирии, Почетный гражданин г. Октябрьский.

Кортацци Андрей Александрович (1903—1979 гг.)

Одесский инженерно-мелиоративный институт, 1928 г. Старший инженер, руководитель группы промыслово-механи- ческого сектора конторы «Востокнефтепроект» (1939—1946); руководитель экономической группы отдела генерального и перспективного проектирования, главный инженер проектов Гипровостокнефть (1946—1976). Крупный специалист в обла­ сти перспективного проектирования.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Корчагин Юрий Сергеевич (1932 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Оператор, помощник мастера, мастер по добыче нефти и газа НПУ «Альметьевнефть», заведующий нефтепромыслом, глав­ ный инженер НГДУ «Елховнефть» объединения «Татнефть» (1956—1972); начальник НГДУ «Узеньнефть», зам. генераль­ ного директора объединения «Мангышлакнефть» (1972— 1981); главный специалист Госплана СССР, старший рефе­ рент, зам. заведующего Отделом топливодобывавщих отрас­ лей аппарата Бюро СМ СССР по топливно-энергетическому

234

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

комплексу, заведующий сектором нефтяной и нефтеперерабатывыющей промышленности аппарата ГТЭК СМ СССР

советник президента нефтяного концерна «Лангепасурайкогалымнефть», секретарь-руководитель аппарата Совета ди­ ректоров нефтяной компании «ЛУКойл» (1981—наст. вре­ мя).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Косенко Алексей Петрович (1937 г. рожд.)

Жирновский нефтяной техникум, 1970 г.

Помощник бурильщика, бурильщик Жирновской конторы бу­ рения (1955—1963); командир пункта, районный инженер Волгоградского военизированного отряда (1963—1973); бу­ ровой мастер, начальник буровой, начальник РИТС (1973— 1978); помощник командира Волгоградского военизирован­ ного отряда (1978 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Кострюков Геннадий Васильевич (1919 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1950 г. Участник Великой Отечественной войны.

Помощник мастера, старший инженер, начальник отдела ИПУ «Бугульманефть», главный инженер Шугуровского неф­ тяного промысла, начальник Ромашкинского нефтепромысла объединения «Татнефть», зам. директора ТатНИИ (1950— 1969); старший научный сотрудник, начальник Гомельского отдела УкргипроНИИнефть (1969—1982).

Имеет орден Славы III степени, другие боевые награды, ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Костяшкина Екатерина Григорьевна (1918—1995 гг.)

Московский нефтяной институт, 1941 г.

Инженер треста «Башнефтегазстрой» (1941 — 1943); старший инженер Миннефтепрома СССР (1943—1957); старший ин­ женер Главтяжмашсбыта при Госплане СССР (1957—1964); зам. начальника отдела Управления материально-техниче- ского снабжения Миннефтепрома СССР (1965—1975).

Имеет отраслевые награды.

Косянчук Григорий Иванович (1942 г. рожд.)

Саратовский нефтяной техникум, 1980 г.

Помощник бурильщика, бурильщик конторы глубокого раз-

235

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ведочного бурения № 2 (1966—1979); старший технолог Районной инженерно-технологической службы, мастер по сложным работам Светлогорского УБР объединения «Бело-

руснефть» (1979 —наст. время).

Имеет ордена Трудовой Славы II и III степени, отраслевые награды.

Котельников Иван Ефимович (1923 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1952 г. Участник Великой Отечественной войны.

Трудовую деятельность начал в тресте «Туймазабурнефть», где прошел путь от геолога конторы бурения до главного геолога треста (1952—1965); главный геолог НПУ «Речицанефть» (1965—1966), главный геолог объединения «Белоруснефть» (1966—1984).

Имеет боевые награды, медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Котов Аркадий Ульянович (1930—1994 гг.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Механик, старший механик, главный механик конторы раз­ ведочного бурения трестов «Татбурнефть», «Татнефтегазразведка» объединения «Татнефть» (1955—1961); главный ме­ ханик Управления советских специалистов-нефтяников в Аф­ ганистане (1961 —1966); зам. главного механика треста «Татнефтегазразведка» (1966—1967); главный механик кон­ торы разведочного бурения объединения «Оренбургнефть» (1967—1968); зам. начальника, начальник отдела, зам. на­ чальника, главный инженер объединения ВО «Зарубежнефть», зам. начальника, начальник Управления внешних сношений Миннефтепрома (1968—1991); директор Департа­ мента внешнеэкономических связей корпорации «Роснефтегаз» (1991 — 1992); командировка в США (1993—1994).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Коцарь Александр Иванович (1941 г. рожд.)

Тракторист конторы объединения «Краснодарбурнефть» (1966—1968); командир отделения Ахтырского военизиро­ ванного отряда (1968 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

236

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кочетов Михаил Николаевич (1928—1992 гг.)

Уфимский геолого-разведочный техникум, 1948 г., Москов­ ский нефтяной институт, 1959 г., канд. геолого-минералоги­ ческих наук.

Инженер-геолог, старший инженер, старш. научный сотруд­ ник, руководитель лаборатории, начальник отдела, ведущий научный сотрудник ВНИИнефть (1959—1992).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Кочкуров Александр Васильевич (1939 г. рожд.)

Дрогобычский нефтяной техникум, 1968 г.

Помощник бурильщика, бурильщик Нефтекамской конторы бурения объединения «Башнефть» (1959—1966); бурильщик, буровой мастер Речицкого Управления разведочного бурения объединения «Белоруснефть» (1966 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Кочнев Александр Вячеславович (1948 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1976 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, старший механик, на­ чальник цеха, начальник нефтепромысла НГДУ «Шаимнефть», и.о. начальника НГДУ «Красноленинскнефть», и.о. зам. генерального директора объединения «Урайнефтегаз» в системе Главтюменнефтегаза (1970—1980); ведущий инже­ нер, главный технолог Управления по развитию техники и организации добычи нефти, зам. начальника, главный инже­ нер, начальник Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) Миннефтепрома (1980—1992); главный инженер, начальник АДУ «Нефть» (1992 —наст. время).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Кошелев Илларион Филиппович (1927 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик контор разведочного бу­ рения № 4 и № 8 треста «Пермнефтеразведка» (1951—1977); объединения «Пермнефть» (1977—1987).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды.

Кошелев Николай Николаевич (1923-1983 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1950 г., канд. техн. наук. Участник Великой Отечественной войны.

237

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Начальник участка, начальник отдела треста «Краснодарнефтеразведка» объединения «Краснодарнефтегаз» (1950 1966); заведующий лабораторией Краснодарского филиала ВНИИнефть, ВНИИКРнефть (1966—1983).

Награжден орденами и медалями СССР, в том числе боевы­ ми, орденом «Крест партизанский» (Польша), отраслевыми знаками отличия.

Кощеев Андрей Александрович (1929 г. рожд.)

Ленинградский политехнический институт, 1952 г.

Инженер отдела Краснодарнефтепроект; главный энергетик треста, зам. начальника, главный энергетик отдела пред­ приятий объединения «Краснодарнефтегаз» (1953—1965); старший инженер, главный энергетик, зам. начальника Уп­ равления материально-технического снабжения Миннефтепрома; зам. директора Департамента Роснефтегаза, ГП «Рос­ нефть» (1965 —наст. время).

Имеет отраслевые награды. Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР. Почетный нефтяник. Изобретатель СССР. Орден Серебряного Орла (Польская народная республика).

Краюшкина Анна Михайловна (1938 г. рожд.)

Трудовую деятельность начала в 1955 г. Помощник операто­ ра, оператор технологической установки Нефтекумского уп­ равления переработки нефти и газа объединения «Ставропольнефтегаз» (1964—1996).

Имеет отраслевые награды.

Креме Андрей Яковлевич (1899—1975 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1931 г., докт. геологоминералогических наук, профессор, Герой Социалистического Труда.

Техник, коллектор, старший геолог Геологического бюро Ле­ нинского (Балаханского) района Азнефти (1920—1930); по­ мощник директора Геолого-разведочного и промыслового управления, главный геолог Центрального управления Аз­ нефти (1930—1934); главный геолог Главнефти Наркомтяжпрома (1934—1938); главный геолог —зам. начальника Ух­ тинского нефтекомбината (1938—1960), Ухтинского террито­ риального геологического управления Мингео РСФСР

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1960—1975). Под руководством и личном участии Кремса впервые осуществлена шахтная добыча нефти на Ярегском месторождении в Коми АССР, исследовано геологическое строение Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Деятельность А. Я. Кремса отмечена многими наградами и званиями: Заслуженный деятель науки и техники Коми АССР и РСФСР, дважды лауреат Государственной премии, три ор­ дена Ленина и другие ордена и медали СССР, Почетный гражданин г. Ухта Коми АССР, именем Кремса названа улица в г. Ухта.

Креме Евгения Аркадьевна (1916 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1940 г. Инспектор-химик, инженер-технолог, заведующая химлабораторией, начальник отдела в системе Башнефтекомбината (1940—1943); инженер, старший инженер, начальник, зам. начальника отдела в Наркомнефти (1943—1957); главный экономист, главный эксперт, главный специалист Главгаза

СССР, Газпрома СССР (1957—1970); эксперт Управления экспертизы проектов и смет Миннефтепрома СССР (1974— 1978).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Креме Николай Константинович (1917 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1940 г.

Мастер по добыче нефти, помощник заведующего промыслом в Башнефтекомбинате (1940—1943); старший инженер Нар­ комнефти (1943—1946); слушатель Высшей дипломатической школы МИД СССР (1946—1948); зам. начальника отдела Управления по Австрии, Управления нефтяной промышлен­ ности Главсоюззагранимущества при СМ СССР, АО «Газо­ лин» (1948—1955); начальник сектора, главный специалист Гостехники СССР (1955—1961); главный специалист, зам. начальника Управления Госкомитета по науке и технике (1961 —1970); зам. начальника Управления внешних сноше­ ний Миннефтепрома (1970—1978); зам. руководителя Совет­ ской части комиссии СЭВ по нефти и газу (1978—1985); старший научный сотрудник ВНИИнефть (1985—1992).

Имеет медали СССР и отраслевые награды. Почетный неф­ тяник.

239

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кременной Григорий Григорьевич (1912—1988 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1941 г.

Инженер, старший инженер, начальник отдела Главзападнефтедобычи Миннефтепрома СССР (1946—1951); главный инженер НГДУ «Катанглинефть» объединения «Сахалиннефть» (1951 — 1965); работа в Болгарии (1965—1968); зам. начальника Главюгзападдобыча, управляющий трестом «Союзнефтекомплект» (1968—1975), старший эксперт Управ­ ления экспертизы проектов и смет Миннефтепрома СССР

(1975—1986).

Первый председатель Совета ветеранов войны и труда Мин­ нефтепрома СССР (1985—1988).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

Кремнев Владимир Иванович (1923 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г.

Служба в Советской Армии, участие в ВОВ (1942—1949); оператор, мастер нефтепромысла, начальник отдела, главный инженер, начальник НПУ «Кинельнефть» объединения «Куй­ бышевнефть» (1955—1964); инструктор, заведующий секто­ ром Отдела тяжелой промышленности ЦК КПСС (1964 1977); первый зам. Министра нефтяной промышленности (1977—1984).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник, Почетный нефтехимик.

Кремнева Марина Петровна (1941 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1965 г.

Лаборант, старший инженер, начальник лаборатории, начальник отдела охраны окружающей среды, ведущий инже­ нер технического отдела, ведущий инженер в отделе охраны природы НГДУ «Шаимнефть» (1966—1995).

Имеет медаль СССР.

Кривенко Алексей Сергеевич (1937 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1962 г.

Помощник бурильщика, старший геолог ГПК треста «Пермвостокнефтеразведка» (1962—1969); главный геолог КРБ-6 (1969—1971); начальник геологического отдела Кунгурского

240

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УБР объединения «Пермнефть» (1971—наст. время). Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ.

Кривошеее Василий Иванович (1921 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г.

Мастер, старший инженер, начальник цеха, начальник неф­ тепромысла, заведующий нефтепромыслом № 1, главный инженер, начальник БПО, начальник НГДУ «Туймазанефть» объединения «Башнефть» (1951 —1971).

Имеет ордена и медали СССР.

Кривошеее Николай Матвеевич (1935 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1965 г.

Старший геолог НИЛ в ЦНИПР, начальник лаборатории, зам. начальника цеха ППД, начальник РИТС, старший гео­ лог нефтепромысла, главный геолог УПНПиКРС, начальник геологического отдела, геолог геологического отдела НГДУ «Шаимнефть» (1965—1995).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ.

Кривошеий Виктор Иванович (1937 г. рожд.)

Такелажник в конторе бурения, электромонтер, помощник бурильщика ЦКРС, оператор по добыче нефти НГДУ «Шаимнефть» (1966—1995).

Кривощеков Анатолий Александрович (1932 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1951 г.

Бурильщик, начальник вышкомонтажного цеха Чернушинской нефтеразведки (1951-1958); начальник участкаI Черну-

шинской КТБ (1958-1963); зам. начальника

НГДУ

«Цер-

нушканефть» объединения «Пермнефть» (1963-1987).

 

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

 

 

Кривич Василий Семенович (1909—1990 гг.)

 

 

Грозненский

нефтяной

институт,

1935

г.

Подручный слесаря, инженер треста «Маинефть», «Октябрьнефть» (1926-1940); заведующий нефтяным отделом Чечено-

16-500

2 4 1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ингушского обкома, секретарь Малгобекского ГК ВКП(б), Макатского райкома (1940—1944); управляющий трестом «Малгобекнефть» (1944—1948); начальник Управления кад­ ров, главный инженер, начальник Главка, зам. Министра Миннефтепрома СССР (1948—1957); начальник Управления нефтяной и газовой промышленности Краснодарского СНХ (1957—1959); управляющий трестом «Союзгаз», председа­ тель ЦК профсоюза, начальник Управления кадров Миннеф­ тепрома СССР (1959—1970).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Кривцов Константин Александрович (1933 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1956 г.

Инженер-оператор, начальник полевых, камеральных, гравиразведочных партий, старший инженер, зам. главного инже­ нера Геофизической конторы ГГП «Печорагеофизика» (1956—1995).

Имеет отраслевые награды.

Крупное Виктор Константинович (1910—1981 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1931 г.

Инженер, заведующий группой эксплуатации «Майнефть» управления «Краснодарнефть» (1931 — 1937); инженер, зам. начальника, начальник лаборатории эксплуатации скважин Грознефти (1937—1949); старший инженер, начальник отде­ ла добычи нефти и газа объединения «Краснодарнефтегаз» (1949—1977).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Крол Матвей Маркович (1913—1995 гг.)

Воронежский институт плановиков, 1933 г., Московский неф­ тяной институт, 1956 г.

Экономист геолого-разведочного треста

(1932—1933); работа

на других предприятиях (1933—1941,

1946—1948);

служба

в Советской Армии, участие в ВОВ

(1941—1945);

старший

инженер, зам. начальника отдела треста «Куйбышевнефтеразведка» (1948—1957); старший инженер, руководитель группы, начальник отдела Управления нефтяной и газовой промышленности Куйбышевского СНХ (1957—1962); управ­ ляющий трестом «Куйбышевтехснабнефть», зам. начальника Управления нефтяной и газовой промышленности Средне-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Волжского СНХ (1962—1965); первый зам. начальника Главтюменнефтегаза (1965—1976); главный инженер проек­ та ВНИИОЭНГ (1976—1995).

Награжден орденами и медалями СССР, в том числе Отече­ ственной войны I и II степени, лауреат Государственной пре­ мии, Почетный нефтяник.

Кропачев Михаил Яковлевич (1902—1969 гг.)

Герой Социалистического труда.

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик (1931 — 1938); буровой мастер Полазненского УБР объединения «Пермнефть» (1938—1963).

Имеет два ордена Ленина, другие ордена и медали СССР.

Крылов Федор Алексеевич (1929—1989 гг.)

Лениногорский нефтяной техникум, 1948 г.

Трудовую деятельность начал в 1948 г. Начальник участка, инженер, старший инженер, мастер по добыче нефти НГДУ «Сургутнефть» (1966—1987).

Имеет орден Трудовой Славы III степени, медали СССР,

отраслевые награды, Почетный нефтяник, лауреат Государ­ ственной премии.

Крылов Александр Петрович (1904—1981 гг.)

Ленинградский горный институт, 1926 г., докт. техн. наук, профессор, действительный член АН СССР.

Техник, помощник заведующего промыслом, заведующий участком, зам. заведующего промыслом в г. Баку (1926— 1929); начальник партии в Донбассе (1929—1930); старший инженер отдела бурового треста в г. Ленинграде, технорук Сахалинской буровой партии (1930—1932); старш. научный сотрудник Государственного исследовательского нефтяного института, ассистент, доцент, профессор кафедры эксплуата­ ции нефтяных месторождений в Московском нефтяном ин­ ституте, руководитель проектно-исследовательского Бюро по разработке нефтяных месторождений (1932—1951); научный руководитель отдела, зам. директора, директор ВНИИнефть (1951 —1971); консультант ВНИИнефть, председатель науч­ ного совета АН СССР (1971 — 1981).

Имеет ордена и медаль СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, лауреат Государственной и Ленинской премий.

243

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Крылов Владимир Валентинович (1935 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1958 г.

Бурильщик, геолог, старший геолог Белебеевской ГПК тре­ ста «Башзападнефтеразведка», старший геолог, начальник тематической партии Туимазинской геолого-поисковой партии (1958—1969); главный геолог Бирской ГПК объединения «Башнефть» (1969 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

Крылов Виталий Петрович (1936 г. рожд.)

Слесарь, мастер цеха, мастер, начальник участка ЦБПО, электромонтер диспетчерского оборудования и телеавтома­ тики НГДУ «Шаимнефть» (1965 —наст. время).

Имеет ордена Трудовой славы II и III степеней, медаль

СССР.

Крюков Виталий Михайлович (1942 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1969 г.

Инженер, старший инженер, зам. главного инженера по тех­ нике безопасности ГГП «Ямалгеофизика» (1969—1994); сек­ ретарь Совета директоров и правления — начальник отдела безопасности АООТ «Ямалгеофизика» (1994 —наст. время). Имеет медаль СССР.

Крючков Борис Николаевич (1928 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., канд. техн. наук. Инженер, старший инженер, старш. научный сотрудник, ру­ ководитель лаборатории ВНИИнефть (1952—1994)- советник генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 - наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, лауреат Ленин­ ской премии, Почетный нефтяник.

Ксенофонтов Герардт Иванович (1937 г. рожд.)

Куйбышевский инженерно-строительный институт, 1959 г. Работа в строительных организациях (1959—1965); прораб, старший прораб, начальник ПТО Чернушинского СМУ-5 тре­ ста «Башнефтепромстрой» (1965—1971); главный инженер, начальник проектно-сметной группы треста «Тюменгазпром-

244

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

строй» (1972—1976); зам. начальника, начальник техниче­ ского отдела АООТ «Сибнефтепровод» (1976—1995); веду­ щий инженер отдела капитального строительства Тюменско­ го управления магистральных нефтепроводов АООТ «Сибнефтепровод» (1995 — наст. время).

Имеет медаль СССР.

Кубасов Ким Сергеевич (1925 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1956 г. :

Помощник бурильщика, буровой мастер, заведующий лабо­ раторией конторы бурения, инженер по бурению треста «Татбурнефть» (1956—1962); горно-технический инспектор Елабужской районной горно-технической инспекции (1962— 1964); старший инженер ВНИИэкономики минерального сырья и геолого-разведочных работ (1964—1969); начальник отдела Управления охраны труда и военизированных спец­ частей Миннефтепрома (1969—1986).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Кувыкин Степан Иванович (1903—1974 гг.)

Герой Социалистического труда.

Московский нефтяной институт, 1947 г., канд. техн. наук. Рабочий, бурильщик, техник-распределитель, директор заво­ да им. 1 Мая, директор ОМВР, директор трубонарезного завода треста «Азнефть» (1927—1938); начальник отдела «Востокнефть» (1938); директор конторы бурения, управля­ ющий трестом «Бугурусланнефть» (1938—1942); начальник комбината, начальник ПО «Башнефть» (1942—1957); началь­ ник Управления нефтедобывающей промышленности, первый зам. председателя, председатель Башкирского СНХ (1957— 1963); первый зам. председателя СНХ РСФСР (1963—1965); зам. Министра нефтяной промышленности (1965—1970). Имеет ордена и медали СССР, в том числе четыре ордена Ленина, отраслевые награды, дважды лауреат Государствен­ ной премии. Его именем названа улица в г. Уфе и нефтяной техникум в г. Октябрьский.

Кувыкин Юрий Степанович (1935 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1958 г.

Институт повышения квалификации Академии народного хозяйства СССР, 1990 г.

245

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Помощник бурильщика, инженер, старший инженер участка треста «Туимазабурнефть», Белебеевской конторы бурения треста «Башзападнефтеразведка», начальник геологического отдела НПУ «Аксаковнефть» (1959—1963); зам. начальника отдела объединения «Башнефть» (1963—1964); старший ин­ женер Министерства геологии РСФСР, руководитель группы ИГиГРИ (1964—1967); работа в Алжире (1967—1970); ру­ ководитель группы, старш. научный сотрудник, заведующий сектором института ИГиРГИ (1970—1978); старший рефе­ рент Отдела топлива и энергетики, заведующий группой по вопросам топлива и энергетики, зам. заведующего Отделом промышленности Управления делами СМ СССР (1978— 1992); начальник отдела подготовки перспективных регионов, исполнительный директор Департамента по геологии и раз­ ведке нефтяной компании «ЛУКойл» (1992 — наст. время). Имеет орден и медали СССР, среди них медаль ордена «За заслуги перед Отечеством» II степени, отраслевые награды. Заслуженный геолог РСФСР.

Кудряшова Надежда Михайловна (1908—1993 гг.)

Московский нефтяной институт, 1937 г.

Геолог, старший инженер, начальник отдела Комитета по делам геологии, Наркомнефти, Главгеологии, Миннефтепрома СССР (1938—1957); старший инженер, старший эксперт Отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана СССР,

Госэкономсовета СССР (1957—1968).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Кудрявцев Виктор Ильич (1929 г. рожд.)

Саратовский нефтяной техникум, 1963 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, мастер, начальник сме­ ны, зам. начальника РИТС Жирновского УБР (1948—1982); районный инженер Волгоградского военизированного отряда (1982—1984).

Имеет медаль СССР.

Куденко Сергей Аркадьевич (1927 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1959 г. Оператор, слесарь Краснодарского нефтеперерабатывающе­ го завода, инженер, старший инженер предприятий объеди­ нения «Краснодарнефть» (1943—1963); начальник отдела

246

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Северо-Кавказского СНХ (1963—1965); начальник отдела Управления по добыче нефти, Главного технико-экономиче­ ского управления Миинефтепрома СССР (1965—1975); глав­ ный специалист, начальник подотдела сводного отдела Гос­ плана СССР (1975—1991).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Кудинов Валентин Иванович (1931 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1954 г., доктор техн. наук, профессор.

Инженер, старший инженер, заведующий промыслом, глав­ ный инженер НПУ «Чапаевскнефть» объединения «Куйбы­

шевнефть»

(1954—1963);

главный инженер объединения

«Оренбургнефть» (1963—1973); генеральный

директор объ­

единения

«Удмуртнефть»,

президент АО

«Удмуртнефть»

(1973 — наст. время).

 

 

Имеет орден Ленина, другие ордена СССР, отраслевые на­ грады, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, За­

служенный нефтяник Удмуртской Республики.

 

Кудасевич Мечислав Станиславович (1919 г. рожд.)

 

Московский нефтяной институт, 1943 г.

 

 

Инженер-механик, руководитель группы,

старший

инженер

треста

«Нефтепроводпроект» (1943—1951); руководитель

группы

Гипротранснефть (1951 — 1959);

главный

инженер

проекта, главный инженер института, зам. главного инжене­ ра проекта, руководитель группы Гипротрубопровод, АО «Гипротрубопровод» (1959 —наст. время).

Имеет орден Ленина и медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслуженный работник нефтяной и га­ зовой промышленности РСФСР.

Кудинов Василий Дмитриевич (1915 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1963 г. Служба в Советской Армии (1942—1946); инженер-электрик конторы турбинного бурения треста «Старогрознефть» (1946—1948); начальник электроцеха конторы бурения, уп­ равляющий трестом, управляющий энергокомбинатом объ­ единения «Туркменнефть» (1948—1966); зам. начальника Управления Главного энергетика Миинефтепрома (1966— 1984).

247

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена и медали СССР, среди них боевые, и отрасле­ вые награды. Заслуженный энергетик РСФСР, лауреат Го­ сударственной премии.

Кузин Виктор Исаакович (1936 г. рожд.)

Московский институт химического машиностроения, 1959 г., канд. техн. наук.

Инженер технологического отдела, старший инженер, руко­ водитель группы, главный инженер проектов, зам. главного инженера, главный инжнер — первый зам. директора Гипровостокнефть (1964 — наст. время). Руководитель работ по созданию унифицированных пунктов сбора и подготовки неф­ ти в блочно-комплексном исполнении.

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина, золо­ тая медаль Лейпцигской международной выставки, Почет­ ный нефтяник.

Кузин Александр Васильевич (1907 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1934 г., Акаде­ мия нефтяной промышленности, 1953 г.

Токарь, инженер, старший инженер, начальник отдела, сек­ ретарь парткома, главный инженер Механического завода им. Дзержинского, Машиностроительного завода им. Кирова, директор завода им. лейт. Шмидта треста «Азнефтемаш» (1925—1955); главный инженер, зам. начальника Главнефтемаша Миннефтепрома СССР, начальник подотдела, глав­ ный специалист Отдела тяжелого машиностроения Госплана

СССР (1955—1963); зам. начальника отдела СНХ СССР,

главный специалист отдела нефтяного оборудования Госсна­ ба СССР (1963—1978).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

Кузин Михаил Иванович (1910—1985 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1938 г. Слесарь нефтепромысла Ленинского района г. Баку (1928— 1930); главный инженер нефтепромысла объединения «Туркменнефть» (1938—1939); зам. заведующего, заведующий нефтепромыслом треста «Азизбековнефть» (1940—1941, 1942—1947); зам. начальника отдела Главзападнефтедобычи

248

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1947—1949); загранкомандировка, Китай (1949—1950); на­ чальник отдела добычи нефти, главный инженер Главзападнефтедобычи Миннефтепрома (1950—1957); старший эксперт представительства в Индии (1957—1960); старший эксперт в аппарате Госкомитета СМ СССР по внешнеэкономическим связям (1960—1962); загранкомандировка, Ирак (1962— 1966); главный специалист по планированию добычи нефти отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана СССР

(1966—1981).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Отлич­ ник народнохозяйственного планирования.

Кузнецова Инна Павловна (1926 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1950 г.

Инженер-геолог Главвостокнефтедобычи Миннефтепрома (1950—1952); старший геолог треста «Арктикнефтеразведка» (1952—1954); инженер-геолог НИИ геофизических методов (1954—1957); инженер-геолог Главгаза СССР (1957—1960); старший инженер отдела Управления нефтяной и газовой промышленности СНХ РСФСР (1961 — 1965); главный геолог отдела разведки Геологического управления Миннефтепрома

СССР (1965—1986).

Имеет отраслевые награды.

Кузнецов Виктор Алексеевич (1939 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1974 г.

Помощник оператора нефтедобычи НПУ «Малгобекнефть» объединения «Грознефть» (1957—1965); оператор, начальник АВТ Московского нефтеперерабатывающего завода (1965— 1974); начальник установки цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН) НГДУ «Нижневартовскнефть», оператор, начальник участка, начальник резервуарного парка ЦППН НГДУ «Белозернефть», старший технолог ЦППН НГДУ «Приобьнефть» (1974—1989); оператор обезвоживающих и обессоливающих установок цеха добычи нефти и газа, веду­ щий инженер-технолог, зам. начальника, начальник ЦППН АООТ «Черногорнефть» (1989 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Кузнецов Андрей Иванович (1912 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1953 г. Участник Великой Отечественной войны.

249

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Трудовую деятельность начал в 1931 г. техником-топографом Самарского геодезического управления. Начальник роторной разведки, директор Чапаевской конторы разведочного буре­ ния (1946—1963); директор геологоразведочной конторы объединения «Куйбышевнефть» (1963—1976).

Имеет боевые и отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Кузнецова Людмила Федоровна (1946 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1970 г. Инженер-геолог, геофизик, старший геофизик ДАООТ (объ­ единения) «Тюменнефтегеофизика» (1970— наст. время). Имеет отраслевые награды.

Кузнецов Виктор Иванович (1932 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1957 г.

Старший оператор, помощник мастера, мастер по добыче нефти, инженер, старший инженер, заведующий промыслом, начальник отдела разработки (1957—1982); начальник про­ мысла НГДУ «Хадыженнефть» АО «Краснодарнефтегаз» (1982 —наст. время).

Имеет орден СССР.

Кузнецов Вячеслав Федорович (1938 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1960 г.

Старший техник, старш. научный сотрудник, заведующий от­ делом, первый заместитель директора по научной работе ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1960 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Кузнецов Дмитрий Павлович (1940 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик Серноводского управле­ ния разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1960 —наст. время).

Имеет орден Трудовой Славы III степени, отраслевые награ­ ды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышлен­ ности РСФСР.

Кузнецов Лев Михайлович (1928 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Старший инженер, главный инженер НПУ «Альметьевнефть»

250

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1952—1959); заведующий отделом нефтяной и химической промышленности Татарского обкома КПСС (1959—1964); управляющий трестом «Татнефтегаз», начальник НГДУ «Альметьевнефть» (1964—1967); начальник объединения «Саратовнефтегаз» (1967—1972); начальник Главного управ­ ления по переработке нефти и газа, член коллегии Миннефтепрома, зам. заведующего отделом тяжелой промышленно­ сти ЦК КПСС, ученый секретарь Научно-технического совета Миннефтепрома (1972—1993); советник АО «Российская ин­ новационная топливно-энергетическая компания» (АО РИТЭК) (1993 —наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды.

Кузнецов Леонид Германович (1936 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1963 г. Помощник бурильщика, бурильщик (1963—1964); буровой мастер (1964—1968); главный инженер Кунгурского УБР объединения «Пермнефть» (1968 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Кузнецов Михаил Васильевич (1934 г. рожд.)

Водитель Управления технологического транспорта НГДУ «Краснокамскнефть» (1957 —наст. время).

Имеет ордена СССР.

Кузнецов Алексей Захарович (1928—1985 гг.)

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер конторы бурения № 3 треста «Туймазабурнефть» объединения «Башнефть» (1944—1966); начальник буровой, буровой мастер в Речицком УБР объединения «Белоруснефть» (с 1966 —до выхода на пенсию).

Имеет орден Ленина, отраслевые награды.

Кузнецов Лев Леонидович (1935 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1958 г., канд. геологоминералогических наук.

Геолог, старший геолог партий треста «Минусиннефтегазразведка» (1957—1961); геолог, старший геолог, начальник сейсморазведочных партий объединения «Куйбышевнефть» (1961 —1967); старший геолог Рассохинской нефтеразведки,

251

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

треста «Норнльскнефтегазразведка» (1967—1970); старший геолог, главный геолог партий НИИГА (1970—1974); началь­ ник партии Нижне-Енисейской нефтеразведочной экспедиции треста «Красноярскнефтегазразведка» (1974—1980); главный геолог объединения «Енисейнефтегазгеология» (1980—1987); заведующий сектором, зам. директора Красноярского отде­ ления СНИИГГиМС, КНИИГиМС (1987-1995).

Имеет отраслевые награды.

Кузовкова Валентина Давыдовна (1933 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1956 г. Инженер-интерпретатор, начальник тематической партии ГГП «Печорагеофизика» (1956—1984).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный геолог РСФСР, Заслуженный работник народного хозяйства Коми АССР.

Кузьменко Владимир Михайлович (1940 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1967 г.

Помощник бурильщика НПУ «Абиннефть» объединения «Краснодарнефтегаз» (1959—1961); мастер монтажных ра­ бот Салаватского специализированного монтажного управле­ ния треста «Востокнефтезаводмонтаж», мастер по ремонту оборудования Салаватского нефтехимкомбината (1967— 1970); старший инженер НПУ «Сургутнефть» (1970—1972); старший инженер отдела НГДУ им. Ленина, Базы производ­ ственного обслуживания УБР № 1 объединения «Запсиббурнефть», механик производства по закачке газа высокого дав­ ления Белозерного ГПЗ (1973—1982); инженер отдела комплектации Управления по внутрипромысловому сбору и компримированию газа объединения «Нижневартовскнефтегаз» (1982—1992); ведущий инженер, руководитель группы Управления материально-технического обеспечения и комп­ лектации АООТ «Черногорнефть» (1992 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Кукарцев Григорий Павлович (1937 г. рожд.)

Дизелист Шаимской, Сургутской НРЭ (1962—1980); дизе­ лист В-СНГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1980—1993). Имеет медали СССР.

252

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Куксов Анатолий Кононович (1933 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1956 г., докт. техн. наук, профессор.

Прошел путь от бурильщика до директора конторы бурения объединения «Грознефть» (1956—1964); работа в Индии (1964—1967); главный инженер треста «Харбурнефтегаз» (1967—1969); руководитель сектора, заведующий отделом, зам. директора по научной работе, первый зам. генерального директора НПО «Бурение», зам. директора ВНИИКРнефть, заведующий лабораторией АО НПО «Бурение» (1969 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, лауреат премии Совета Мини­ стров СССР.

Кулак Борис Викторович (1939 г. рожд.)

Слесарь по ремонту, монтажу и обслуживанию скважин НГДУ «Шаимнефть» (1967—1995).

Имеет орден Трудовой славы III степени, медаль СССР.

Кулаков Николай Карпович (1911 — 1993 гг.)

Бакинский техникум нефтяного машиностроения, 1929 г. Участник Великой Отечественной войны.

Трудовую деятельность начал в 1929 г. токарем в тресте «Лениннефть». Начальник цеха завода «Азнефтемаш» треста «Лениннефть» (1933—1941); начальник эксплуатации авто­ тракторной базы треста «Кировнефть», начальник цеха за­ вода «Азнефтемаш» (1945—1951); главный механик конторы бурения треста «Туймазабурнефть» (1951—1959); старший инженер вышкомонтажной конторы треста буровых работ № 2 объединения «Куйбышевнефть» (1959—1964); главный механик Усть-Балыкской конторы бурения треста «Тюменнефтегазразведка» (1964—1965); зам. управляющего Тюмен­ ской конторой матерально-технического снабжения «Тюментехснабнефть», зам. директора Мегионской конторы бурения, с 1971 г. — и.о. управляющего Тюменской специализирован­ ной конторой снабжения.

Имеет отраслевые награды.

Кулаков Юрий Андреевич (1936 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1960 г.

Машинист 4 разряда Татарского нефтепроводного управле-

253

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ния (1960—1961); старший инженер треста «Татнефтегеофизика» (1961 —1963); начальник производственно-техническо­ го отдела, главный инженер Дирекции строящихся СевероЗападных магистральных нефтепроводов (1964—1971); загранкомандировка, Ирак (1972—1973); главный механик, зам. директора объединенной Дирекции строящихся ЮгоЗападных магистральных нефтепроводов и базы смешения нефтей (1974—1975); ведущий инженер Отраслевого управ­ ления по нефтяной промышленности Миннефтегазстроя (1975—1978); загранкомандировка, Алжир (1979—1981); ведущий инженер Главстройгазопровода Мингазпрома (1981—1987); зам. начальника Управления капитального строительства внешнего транспорта объединения «Тенгизнефтегаз» (1987—1990); главный технолог, ведущий инже­ нер, инженер 1 категории АК «Транснефть» (1991—наст. время).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

Кулаков Анатолий Иванович (1932 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1954 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Геолог, главный геолог нефтеразведки, главный геолог объ­ единения «Оренбургнефть» (1954—1974); работа в Алжире (1975—1977); начальник отдела Главгеологии Миннефтепрома СССР (1977—1979); главный специалист Отдела нефтя­ ной и газовой промышленности Госплана СССР (1979— 1986); работа в Сирии (1986—1987); зам. проректора Ака­ демии нефти и газа (1988—1992); начальник отдела Управ­ ления разработки и лицензирования проектов разработки месторождений Минтопэнерго РФ (1992 —наст. время).

Имеет орден СССР и отраслевые награды.

Куликов Николай Михайлович (1925—1995 гг.)

Московский нефтяной институт, 1952 г. Участник Великой Отечественной войны.

Старший инженер, начальник участка, главный инженер Азнакаевской конторы бурения, директор Елабужской конторы разведочного бурения треста «Татнефтеразведка», управляю­ щий трестом «Татбурнефть», начальник Лениногорского УБР объединения «Татнефть» (1952—1987).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

254

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Куликов Анатолий Алексеевич (1919 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1941 г.

Зам. начальника, начальник станции Гурьевской нефтепроводной конторы (1941 —1945); технорук, инженер по технике безопасности, старший инженер, зам. начальника отдела Наркомнефти (1945—1957); начальник отдела эксплуатации магистральных трубопроводов, начальник отдела, зам. на­ чальника Главнефтеснаба РСФСР (1957—1970); начальник Главного управления по транспортированию и поставкам нефти Миннефтепрома СССР (1970—1980); работа в Гипротрубопроводе (1981 — 1988).

Имеет ордена и медали СССР, малую золотую, серебряную, малую серебряную и бронзовую медали ВДНХ СССР, отрас­ левые награды. Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирской АССР, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Куликов Федор Семенович (1906—1964 гг.)

Московский нефтяной институт, 1937 г.

Главный геолог ГПК треста «Башвостокнефтеразведка» (1937—1962); заведущий геологическим отделом БашНИПИнефть (1962—1964). Один из первооткрывателей Арланского, Шкаповского, Кушнульского и других месторождений.

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный деятель науки и техники Башкирии.

Куличев Василий Иванович (1924—1991 гг.)

Одесский институт инженеров морского флота, 1951 г. Участие в ВОВ (1943—1945); инженер-диспетчер, зам. на­ чальника службы эксплуатации судов, начальник конторы морского транспорта Азморнефти, Управления Каспморнефтефлота (1951 —1976); ВО «Судоимпорт», старший инженер Миннефтепрома СССР (1976—1978); зам. начальника отде­ ла флота Главморнефти Мингазпрома (1978—1991).

Имеет боевые и отраслевые награды.

Кумылганов Александр Семенович (1940 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1967 г.

Машинист Уфимского завода, старший механик Туймазинского нефтепроводного управления, зам. начальника Управ­ ления по транспортированию и поставкам нефти Туймазин-

255

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ского, Курганского, Ёерхне-Волжского нефтепроводных управлений (1965—1981); первый зам. начальника Главтранснефти Миннефтепрома, Роснефтегаза, ГП «Роснефть», АК «Транснефть» (1981 —наст. время).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Кукуевицкий Григорий Михайлович (1935—1994 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1957 г.

Инженер, старший инженер, начальник отдела НПУ «Азнакаевскнефть», треста «Татнефтегаз», института «Главнефтепроект» (1957—1966); зам. начальника НПУ «Сургутнефть», НГДУ «Мегионнефть», главный инженер дирекции строя­ щихся трубопроводов Западной и Северо-Западной Сибири (1966—1977); зам. генерального директора по капитальному строительству АО (ПО) «Сургутнефтегаз» (1977—1994).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат премии Совета Министров СССР, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Кулинич Татьяна Петровна (1953 г. рожд.)

Новосибирский геологоразведочный техникум, 1991 г. Курьер секретарь, машинистка, техник, экономист, геофизик, начальник партии геолого-экономического обеспечения АООТ «Ямалгеофизика» (1971—наст. время).

Кунчинин Яков Гаврилович (1937 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1957 г.

Инженер по технике безопасности, мастер по добыче нефти НГДУ «Шаимнефть» (1965—1994).

Имеет медаль СССР.

Куприянов Иван Дмитриевич (1910 г. рожд.)

Герой Социалистического труда.

Бурильщик конторы бурения треста «Ишимбайнефть» (1933— 1947); буровой мастер конторы бурения № 1 треста «Туймазабурнефть» объединения «Башнефть» (1947—1961).

Имеет орден Ленина и медаль СССР, отраслевые награды, лауреат Сталинской премии.

256

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Курбанов Амирхан Курбан-Магомедович (1928 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1954 г., докт. техн. наук, профессор, член-корреспондент Академии горных наук.

Мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник, руково­

дитель лаборатории ВНИИнефть

(1957—1984); профессор

Московского

нефтяного

института

(1984—1994);

советник

генерального

директора

РМНТК

«Нефтеотдача»

(1994 —

наст, время).

 

 

 

 

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Курбанов Руслан Миннихамагович (1931 г. рожд.)

Уфимский геолого-разведочный техникум, 1950 г., Москов­ ский нефтяной институт, 1964 г.

Техник-оператор, инженер-оператор, начальник партии Альметьевской промыслово-геофизической конторы (1950—1966); главный инженер, директор Сургутской промыслово-геофи­ зической конторы (1966—1981). Затем работает в Башкирии. Имеет отраслевые награды.

Курдюкова Галина Борисовна (1921 г. рожд.)

Московский геолого-разведочный институт, 1946 г. Старший коллектор, инженер, геолог, начальник отряда, партии на предприятиях Мингео СССР (1942—1951); инже­ нер, старший инженер геологического отдела Государствен­ ной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗСССР при СМ СССР) (1951—1964); начальник отдела запасов нефти и газа Главного геологического управления Миннефтепрома СССР (1965—1978).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Курилкин Леонид Романович (1911 — 1982 гг.)

Трудовую деятельность начал в 1929 г., старший инженер отдела труда и зарплаты, старший инженер-экономист Уп­ равления «Главнефтекадры», зам. начальника отдела, на­ чальник сектора структур и штатов отдела рабочих кадров, труда и зарплаты Наркомнефти (1940-1946); начальник отдела штатных нормативов Управления рабочих кадров, зам. начальника, начальник организационно-штатного отде­ ла Планового управления Миннефтепрома (1946—1957); Руководитель группы лаборатории экономики труда ВНИИОЭНГ (1957—1965); начальник отдела Управления

17-500

257

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

организации труда, заработной платы и рабочих кадров Миннефтепрома СССР (1965—1978).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Курильчик Яков Филиппович (1941 г. рожд.)

Старо-Оскольский геолого-разведочный техникум, 1964 г. Техник-геофизик, начальник сейсмической партии ГГП «Печорагеофизика» (1964 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник народного хозяйства Коми АССР.

Курочкин Борис Михайлович (1931 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1953 г., канд. техн. наук. Бурильщик, инженер участка, старший инженер, начальник отдела, главный инженер конторы бурения № 2 треста «Татбурнефть» (1953—1966); заведующий сектором, лаборато­ рией ВНИИБТ (1966 —наст. время).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник, Заслужен­ ный изобретатель РСФСР.

Курочкин Вадим Сергеевич (1933 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1957 г.

Коллектор, старший геолог нефтеразведки (1957—1973); главный геолог Геологопоисковой конторы АО «Пермнефть» (1973—1994).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Курушин Михаил Васильевич (1929 г. рожд.)

Тюменский машиностроительный техникум, 1959 г. Начальник отдела треста «Тюментехснабнефть»; старший инженер, начальник отдела УМТС, начальник отдела Управ­ ления производственно-технического обеспечения и комплек­ тации оборудованием Главтюменнефтегаза; начальник отде­ ла АО «Тюменнефтекомплектсервис» (1965—1995).

Имеет отраслевые награды.

Курышев Николай Иванович (1909—1978 гг.)

В нефтяной промышленности работал с 1929 г. помощником бурильщика, начальником нефтепромысла; директор конторы бурения, управляющий трестом буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1948—1978).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена и медаль СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Курьянов Юрий Алексеевич (1949 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1971 г.

Техник, геофизик, начальник отряда, главный геофизик

опытно-методической партии

«Тюменнефтегеофизика», на­

чальник геологического

отдела управления «Запсибнефте-

геофизика», начальник

геологического управления

Главтю-

меннефтегаза

(1969—1988);

генеральный

директор

ДАООТ

(объединения)

«Тюменнефтегеофизика»

(1989 —наст. вре­

мя).

 

 

 

 

 

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Кухта Иван Лукич (1906 г. рожд.)

Уч астник Великой Отечественной войны.

Инженер, и. о. главного инженера, начальник отдела капи­ тального строительства Башкирского товарно-транспортного управления (1946—1950); главный инженер Дирекции строя­ щегося нефтепровода Бугуруслан—Куйбышев (1950—1953); директор Дирекции строящихся нефтепроводов в ТАССР (1953—1971); зам. начальника, инженер Управления северо­ западных магистральных нефтепроводов (1971 — 1984).

Имеет ордена Отечественной войны I и II степени и медали

СССР, Заслуженный нефтяник Татарской АССР.

Куцев Юрий Федорович (1930—1990 гг.)

Северо-Осетинский нефтяной техникум, 1951 г.

Помощник бурильщика, инженер, старший инженер треста «Бавлынефть» (1951-1955); начальник отдела, начальник участка, старший инженер, начальник цеха освоения глав­ ный механик конторы бурения треста «Татбурнефть» объеди­ нения «Татнефть» (1955-1966); главный механик конторы глубокого бурения № 2, начальник Базы производственного обслуживания, главный механик Светлогорского УБР объ­ единения «Белоруснефть» (1966—1990).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Куц Анатолий Михайлович (1941 г. рожд.)

Буровой мастер, помощник бурильщика Охинского нефте­ промысла объединения «Сахалиннефть» (1960—1968); там

17*

259

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

же респираторщик, командир отделения, помощник коман­ дира взвода (1968-1995).

Имеет медаль СССР.

Кучеров Владимир Емельянович (1935 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1958 г., канд. геологоминералогических наук.

Геолог, старший геолог нефтеразведочных партий Минусин­ ской, Красноярской КБР, треста «Норильскнефтегазразведка» (1958—1968); главный геолог, начальник партий треста «Красноярскнефтегазразведка», ПГО «Енисейнефтегазгеология» (1968—1980); старший научный сотрудник Краснояр­ ского отделения СНИИГГиМС, КНИИГиМС (1980-наст. время).

Кучинский Александр Михайлович (1940 г. рожд.)

Машинист трубоукладчика Воскресенской нефтеперекачи­ вающей станции (1964—1969). Новокуйбышевского нефтепроводного управления (1969—1972), Новокуйбышевского ремонтно-строительного управления (1972 — наст. время).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, Почетный нефтяник.

Кязимов Али Абульфазович (1936 г. рожд.)

Азербайджанский институт нефти и химии, 1959 г., канд. техн. наук.

Слесарь, механик конторы бурения, зам. главного механика, главный механик треста «Азнефтеразведка» (1959—1975); директор Бакинского завода утяжелителей (1975 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Лаврентьев Яков Васильевич (1890—1977 гг.)

Рабочий бакинских нефтяных промыслов (1907—1921); по­ мощник управляющего, управляющий нефтяного района объ­ единения «Азнефть» (1921—1929); управляющий трестов «Актюбанефть», «Эмбанефть» (1929—1938); управляющий трестов «Майкопнефть», «Апшероннефть» (1940—1942); зам. начальника Управления кадров, начальник Горно-техниче­ ской инспекции Наркомнефти, Миннефтепрома СССР (1942—-

1954).

260

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена и медали СССР, среди них два ордена Лени­ на, отраслевые награды.

Лавров Алексей Петрович (1934 г. рожд.)

Лисичанский горный техникум, 1955 г.

Горный мастер, помощник начальника участка вентиляции, начальник горнопроходческого участка Ярегского нефтешахтного управления (1956—1964); старший инженер отдела техники безопасности Ухтинского комбината (1964—1967); начальник нефтеналивной станции, начальник производ­ ственно-технического отдела, главный инженер конторы пе­ рекачки нефти и газа объединения «Коминефть» (1967— 1974); зам. генерального директора АООТ «Северные маги­ стральные нефтепроводы» (1974—1995).

Имеет орден и медаль СССР.

Лаврушко Петр Нестерович (1903—1992 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1930 г., канд.

техн. наук.

Техник, старший инженер на предприятиях Азнефти, старш. научный сотрудник АзНИИ (1928—1942); старший инженер, зам. начальника отдела Наркомнефти, Главвостокнефтедобычи, начальник отдела Миннефтепрома, главный специалист Отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана РСФСР (1942—1958); начальник подотдела Поволжского СНХ, начальник отдела Главного управления нефтяной и газовой промышленности ВСНХ, СНХ РСФСР (1958-1965); зам. начальника отдела, зам. начальника Управления экс­ пертизы проектов и смет Миннефтепрома СССР (1965— 1974).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

Лазарев Валерий Федорович (1940 г. рожд.)

Южно-Сахалинский лесотехнический техникум, 1964 г. Трудовую деятельность начал в 1961 г., автослесарь, механик бензоперекачивающей станции «Стальной конь» (19651968); начальник линейной производственно-диспетчерской станции «Западный Сургут», нефтеперекачивающей станции «Урьевская», главный инженер Сургутского нефтепроводвого Управления (1968-1981); начальник Нижневартовского рай-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

онного нефтепроводного управления (1981—1982); началь­ ник линейной инженерно-технологической станции, зам. на­ чальника по товарно-транспортным операциям Сургутского управления магистральных нефтепроводов АООТ «Сибнефтепровод» (1982—1996).

Имеет орден и медали СССР.

Лазарев Виктор Тимофеевич (1930—1995 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1954 г. Помощник мастера по добыче нефти, зам. начальника участ­ ка промысла, инженер, начальник цеха подземного ремонта скважин, начальник лаборатории, заведующий промыслом, и.о. начальника сектора отдела нефтедобычи треста «Молотовнефть», НПУ «Карадагнефть» объединения «Азнефть», АзНИИ по добыче нефти (1954—1966); старший инженер, начальник отдела Технического управления, Управления по бурению; зам. начальника Управления материально-техниче­ ского снабжения (УМТС); секретарь парткома Миннефтепрома, зам. начальника УМТС Миннефтепрома (1966—1988); командировка в Ирак (1988—1990).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник.

Ланцов Василий Степанович (1897—1981 гг.)

Буровой рабочий в г. Грозный (1923—1929); помощник бу­ рильщика, бурильщик, буровой мастер Верхне-Чусовской нефтеразведки (1929—1936); буровой мастер, прораб Осинской, Чернушинской нефтеразведок (1936—1940); старший буровой мастер Полазненской нефтеразведки (1940 г.); на­ чальник инструментальной площадки Полазненской КГБ объединения «Пермнефть» (1940—1956).

Имеет орден СССР.

Лантратов Виктор Сергеевич (1948 г. рожд.)

Краснодарский станкостроительный техникум, 1967 г. Техник-оператор, инженер, старший инженер, мастер по ис­ пытанию Абинской промыслово-геофизической конторы тре­ ста «Краснодарнефтегеофизика», начальник партии Ильской промыслово-геофизической конторы, инженер объединения «Краснодарнефтегаз» (1970—1982); инженер, мастер по оп­ робованию скважин, зам. начальника отдела по испытанию

262

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

скважин ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1982 —наст. время).

Лапидус Виллен Зиновьевич (1932 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Старший геолог НПУ объединения «Башнефть», инженер, мл. научный сотрудник ВНИИнефть (1956—1965); старший инженер, зам. начальника отдела объединения, начальник геологического отдела НПУ «Юганскнефть» Главтюменнефтегаза (1965—1970); начальник геологического отдела объ­ единения «Коминефть» (1970—1974); начальник отдела раз­ работки, главный геолог НГДУ «Мегионнефть» объединения «Нижневартовскнефтегаз» (1974—1982); работа в Анголе (1982—1984); старш. научный сотрудник ВНИИнефть, на­ чальник отдела «СоюзпроектНИИнефть» (1984—1986); глав­ ный технолог, главный геолог Управления по добыче нефти и газа Геологического управления Миннефтепрома СССР

(1986—1991); зам. директора Департамента горно-разве­ дочных работ и разработки месторождений ГП «Роснефть» (1991—наст. время).

Имеет отраслевые награды, Первооткрыватель Ватинского нефтяного месторождения в Тюменской области, Почетный нефтяник.

«Лаптев Николай Евдокимович (1922 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1952 г. Участник Великой Отечественной войны.

Начальник участка, старший инженер промысла в НГДУ «Октябрьскнефть» (1952—1958); заведующий нефтепромыс­ лом, главный инженер, начальник НГДУ «Арланнефть» (1958—1970)- начальник Управления Башкирского округа Госгортехнадзора СССР (1970-1988).

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Баш­ кирии.

Лаптев Николай Алексеевич (1910 г. рожд.)

Рабочий Вожгальской нефтеразведки (1938-1941); техник, инженер Нытвенской, Полазненской нефтеразведок (1941-

263

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1948); начальник Пудлинговской, Чернушинской, Куединской, Бородулинской нефтеразведок (1948—1960); зам. уп­ равляющего трестом «Пермнефтеразведка» (1960—1966).

Имеет орден и медаль СССР.

Лапшин Борис Павлович (1918 г. рожд.)

Бугурусланский нефтяной техникум, 1959 г. Участник Великой Отечественной войны.

В нефтяной промышленности начал работать с 1947 г. Зам. начальника вышкомонтажного цеха, главный инженер, ди­ ректор вышкомонтажной конторы; главный механик конто­ ры бурения, начальник цеха бурового оборудования Отрадненского УБР объединения «Куйбышевнефть» (1959—1978). Имеет боевые награды, орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Латуговский Виктор Аркадьевич (1937 г. рожд.)

Гомельский политехнический техникум, 1966 г.

Трудовую деятельность начал в 1957 г. В нефтяной промыш­ ленности работает с 1972 г.: начальник автоколонны, началь­ ник отдела, и.о. главного инженера Речицкой АТК (1972— 1977); главный инженер Речицкого управления технологиче­ ского транспорта (УТТ) (1977—1980); начальник Светло­

горского УТТ (1980—1985), зам. начальника УТТ и

специ­

альной техники объединения «Белоруснефть» по Западной

Сибири (1985—1988), начальник Светлогорского

УТТ

(1988 —наст. время).

 

Имеет орден СССР и отраслевые награды.

 

Латыпов Марказ Каррамович (1926 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1950 г.

Работа в КРБ треста «Ишимбайнефть» (1950—1956); дирек­ тор конторы бурения № 3, управляющий трестом «Туймазабурнефть» (1956—1970); начальник Уфимского УБР (1970— 1981); старш. научный сотрудник БашНИПИнефть (1981 — 1990).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Баш­ кирии.

264

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лебедева Нина Андреевна (1941 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1979 г.

Монтер, электромонтер Куйбышевского нефтеперерабатыва­ ющего завода (1958—1964); слесарь КИПиА, инженер Куй­ бышевского управления АООТ МН «Дружба» (1964 —наст. время).

Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

Лебедич Сергей Петрович (1930 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1955 г., канд. техн. наук. Технорук насосной станции «Карабаш» (1955—1956), нефте­ провода «Альметьевск—Бавлы» (1956—1957); начальник отдела эксплуатации, одновременно — главный механик Та­ тарского нефтепроводного управления (1957—1959); главный инженер Дирекции строящихся магистральных нефтепрово­ дов в ТАССР (1959—1963), Татарского нефтепроводного управления (1963—1964); главный инженер, начальник Уп­ равления северо-западных магистральных нефтепроводов (1964—1991); генеральный директор Производственного объ­ единения северо-западных магистральных нефтепроводов, АООТ «Северо-западные магистральные нефтепроводы» (1991 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, Заслуженный нефтяник Та­ тарской АССР, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Левандо Валерий Константинович (1929 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1956 г.

Оператор, мастер ПРС (1956—1960); заведующий Осинского промысла НПУ «Краснокамскнефть» (1960—1970); зам. на­ чальника НГДУ «Осинскнефть» объединения «Пермнефть» (1970-1988).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды. Левин Геннадий Михайлович (1938 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1957 г. Герой Социалистического Труда.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер в тресте «Первомайбурнефть» (1960—1968); буровой мастер Нижне­ вартовского УБР-1 (1968—1981); начальник Сургутского УБР-2 (1981 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­

 

женный работник нефтяной и газовой промышленности

 

РСФСР.

2 6 5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Левин Самуил Матвеевич (1911 г. рожд.)

Московский плановый институт, 1941 г.

Старший экономист Ремонтно-механического завода, началь­ ник отдела Ухтинского комбината МВД СССР (1941 —1953) Миннефтепрома СССР (1953—1959); зам. начальника, на­ чальник Планово-экономического управления (ПЭУ) Коми СНХ (1959—1962); главный специалист, начальник отдела ПЭУ Государственного комитета по топливной промышлен­ ности (1962—1965); зам. начальника Главного планово-эко­ номического управления Миннефтепрома СССР (19651986).

Имеет орден, медали СССР и отраслевые награды. Заслу­ женный экономист РСФСР. Почетный нефтяник.

Левченко Игорь Анатольевич (19301984 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1954 г.

Мастер по добыче нефти, старший инженер, одновременно — зам. заведующего промыслом, зам. начальника производ­ ственного отдела по добыче, начальник отдела по техноло­ гии и разработке нефтяных и газовых месторождений (1954—1972); главный инженер, одновременно — зам. на­ чальника (1972—1980), начальник объединения «Краснодарнефтегаз» (1980—1984).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Левченко Иван Григорьевич (1927—1985 гг.)

Львовский политехнический институт, 1950 г., канд. геологомннералогических наук.

Геолог, старший геолог партий, главный геолог Колпашевской КРБ треста «Запсибнефтегеология» (1950—1960); на­ чальник отдела Новосибирского Геологического управления (1960—1966); главный геолог Красноярского геологического управления, треста «Красноярскнефтеразведка» (1966— 1976); заведующий сектором, заведующий отделом Красно­ ярского отделения СНИИГГиМС (1976—1985).

Левченко Михаил Данилович (1943 г. рожд.)

Полтавский нефтяной геологоразведочный техникум, 1982 г. Дизелист, старший дизелист, старший технолог, инженертехнолог, главный механик НГРЭ ПГО «Ухтанефтегазгеоло- гия»-АООТ «Усинскгеонефть» (1969—1996).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

266

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лесецкий Валерий Александрович (1909—1985 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1931 г.

Коллектор треста, инженер-механик, старший инженер тре­ ста Грознефтеразведка (1928—1942); старший инженер Миннефтепрома (1942—1957); главный специалист Госплана РСФСР, ВСНХ, СНХ РСФСР (1957—1965); зам. начальника Управления главного механика Миннефтепрома (1965— 1980).

Имеет ордена, среди них орден Ленина, и медали СССР, от­ раслевые награды. Почетный нефтяник.

Лесик Николай Павлович (1923 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г., канд. техн. наук. Участник Великой Отечественной войны.

Начальник партии, старш. научный сотрудник, руководитель лаборатории, начальник отдела ВНИИнефть (1952—1980); работа в Индии (1980—1984); заведующий лабораторией, старш. научный сотрудник ВНИИнефть (1984—1990).

Имеет боевые награды, медали СССР, в том числе золотую медаль ВДНХ, отраслевые награды.

Лесничий Виталий Федорович (1938 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1968 г.

Оператор, инженер по эксплуатации, заведующий перекачкой промысла, старший инженер, зам. начальника цеха, зам. на­ чальника отдела, зам. главного инженера, зам. начальника НГДУ, главный инженер — зам. начальника объединения «Татнефть» (1957—1985); зам. начальника, главный инженер Управления по добыче нефти и газа, Технического управле­ ния, начальник Отдела добычи и подготовки нефти Миннеф­ тепрома СССР (1985—1992); вице-президент НК «ЛУКойл» (1992 —наст, время).

Имеет медали СССР и отраслевые награды, Почетный неф­ тяник.

Леонтьев Петр Иванович (1939 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1963 г.

Помощник оператора Уфимского нефтеперерабатывающего завода (1963—1976); технолог цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН) НГДУ «Белозернефть», старший мастер ЦППН НГДУ «Нижневартовскнефть» (1976—1987); началь-

267

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ник установки подготовки нефти ЦППН-1 объединения «Черногорнефть» (1987—1989); начальник механической службы «Нижневартовскдорстройремонт» (1989—1990); опе­ ратор, зам. начальника цеха добычи нефти и газа АООТ «Черногорнефть» (1990 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Лещенко Виктор Евтихеевич (1937 г. рожд.)

Ленинградский

горный институт,

1959

г., канд. геолого-мине­

ралогических наук.

 

 

 

Геолог участка,

старший геолог

НПУ Ухтинского комбина­

та, объединения «Коминефть»

(1959—1973);

заведующий

лабораторией,

зам. директора

по

геологии и

разработке

нефтяных и газовых месторождений ПечорНИПИнефть (1973—1979); начальник отдела запасов, зам. начальника, начальник Управления по разработке нефтяных месторожде­

ний Миннефтепрома СССР

(1979—1991); директор Департа­

мента геолого-разведочных

работ ГП

«Роснефть» (1991 —

1994); вице-президент НК

«СИДАНКО»

(1994 —наст. вре­

мя).

 

 

Первооткрыватель Нижне-Омринского газонефтяного место­ рождения в Коми АССР. Имеет орден и медали СССР, от­ раслевые награды, Заслуженный геолог РСФСР Почетный нефтяник.

Лещинец Илья Иванович (1933 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Инженер по труду, инженер-экономист, начальник отдела, председатель промыслового комитета профсоюзов Жирновского НПУ, Арчединского НПУ объединения «Сталинграднефть», «Волгограднефтегаз» (1955—1960); начальник пла­ нового отдела Управления нефтяной и газовой промышлен­ ности Волгоградского СНХ; зам. начальника ПЭУ НижнеВолжского СНХ (1960-1965); зам. начальника Главка - начальник отдела Главного управления по добыче нефти, Планово-экономического управления (ПЭУ), секретарь парт­ кома, начальник ПЭУ, член коллегии Миннефтепрома СССР,

зам Министра нефтяной промышленности СССР (1965— 19У1); первый вице-президент корпорации «Роснефтегаз», вице-президент ГП «Роснефть» (1991-наст. время).

Имеет ордена, медали СССР и отраслевые награды. Заслу­ женный экономист РСФСР, Почетный нефтяник.

268

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ливкин Николай Александрович (1926 г. рожд.)

Гурьевский нефтяной техникум, 1946 г., Московский нефтя­ ной институт, 1952 г.

Старший инженер, начальник отдела капитального строи­ тельства Бугурусланского товарно-транспортного управления (1952—1955); технорук Воскресенской нефтеперекачивающей станции нефтепровода «Куйбышев—Саратов» (1956—1959); главный инженер Дирекции строящихся северо-западных магистральных нефтепроводов, г. Бугульма (1959—1960); начальник Горьковского районного Управления северо-запад­ ных магистральных нефтепроводов (1960—1971); начальник отдела капитального строительства, начальник отдела экс­ плуатации Главтранснефти (1971—1978); начальник отдела перспективного планирования Госкомнефтепродукта РСФСР

(1978—1982);

зам. начальника

управления проектирования

и капитального строительства,

ведущий инженер Госком­

нефтепродукта

СССР (1987—1992); начальник отдела Мин­

топэнерго

РФ

(1992—1994); главный специалист НК. «СИ­

ДАНКО»

(1994 —наст. время).

 

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Лизунов Виктор Андреевич (1941 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1965 г.

Рабочий весовщик, приемо-сдатчик Парпизанской нефтеба­ зы, Херсонская обл. (1958—1960); сменный инженер, стар­ ший инженер нефтеперекачивающей станции «Высокое» (1966—1972); старший инженер нефтеперекачивающей стан­ ции «Михалки» (1972—1973); старший инженер-механик нефтеперекачивающей станции «Бобовичи» (1973—1975); старший инженер, зам. начальника отдела эксплуатации, ведущий инженер, начальник отдела эксплуатации Львов­ ского управления магистральных нефтепроводов «Дружба» (1975—1992); начальник сводного отдела АООТ МН «Друж­ ба» (1992 — наст. время).

Ли Герасим Сенерович (1934 г. рожд.)

Гурьевский нефтяной техникум, 1953 г., Московский нефтя­ ной институт, 1963 г., канд. техн. наук.

Оператор по добыче нефти, мастер по подземному ремонту скважин объединения «Казахстаннефть» (1954—1957); опе­ ратор, старший инженер, зам. заведующего нефтепромыслом

269

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

объединения «Татнефть» (1957—1966); начальник отдела до­ бычи Тюменнефтегаза, главный инженер НПУ «Сургутнефть», НГДУ «Правдинскнефть»; начальник НГДУ «Правдинскнефть», НГДУ «Федоровскнефть», директор СургутНИПИнефть (1966—1988).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Липкес Марк Исаакович (1926 г. рожд.)

Казахский Государственный университет, 1952 г., канд. техн. наук.

Заведующий лабораторией геолого-разведочной конторы, старший инженер, начальник тематической партии треста «Волгограднефтегазразведка» (1952—1959); заведующий ла­ бораторией буровых растворов, отделом бурения ВолгоградНИПИнефть (1959—1974); заведующий лабораторией ВНИИБТ (1974 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, три серебряные медали ВДНХ

СССР. Почетный нефтяник.

Липковский Евстигней Федорович (1927 г. рожд.)

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего (1944— 1948); сменный мастер Колпашевской буровой партии (1948— 1949), Максимоярской партии по бурению (1949—1952); бурильщик Колпашевской партии глубокого бурения (1952— 1954), Нарымской нефтеразведки (1954—1959); бурильщик, буровой мастер Нижневартовской нефтеразведки (1959—. 1962); бурильщик, буровой мастер, мастер по испытанию скважин Мегионской нефтеразведочной экспедиции (19621976); районный инженер Средне-Обского военизированного отряда, г. Тюмень (1976—1980); начальник смены Мегион­ ской экспедиции по испытанию скважин объединения «Мегионнефтегазгеология» (1980—1982).

Имеет медаль СССР, медаль ВДНХ.

Липов Владимир Петрович (1936 г. рожд.)

Саратовский политехникум, 1978 г.

Помощник оператора, мастер подземного ремонта скважин НПУ «Первомайнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1967—1970); оператор подземного ремонта скважин, технолог цеха капитального ремонта скважин (ЦКРС) НПУ «Мегионнефть»; старший технолог, мастер подземного ремонта

270

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

скважин НГДУ «Белозернефть» (1970—1979); старший ин­ женер по химизации технологических процессов при эксплу­ атации скважин Управления «Самотлорнефтехим» (1979— 1981); начальник ЦКРС НГДУ «Урьевнефть» (1981-1983); старший мастер, старший инженер, начальник ЦКРС, на­ чальник цеха добычи нефти и газа, начальник отдела, зам. директора департамента по чрезвычайным ситуациям АООТ «Черногорнефть» (1985 —наст. время).

Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленно­ сти РСФСР.

Липчинский Николай Григорьевич (1939 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1970 г.

Инженер, старший инженер, руководитель группы, главный специалист Гипротюменнефтегаз (1964—1993); ведущий ин­ женер УПНПиКРС АО «Тюменнефтегаз» (1993 —наст. вре­ мя).

Имеет отраслевые награды.

Лисовский Николай Николаевич (1932 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г. Техник-геолог, геолог, старший геолог конторы, начальник

тематической партии, начальник геологического отдела, глав­ ный геолог треста «Башнефтезападразведка», главный гео­ лог Октябрьского УБР, главный геолог, зам. генерального директора объединения «Башнефть» (1955—1980); началь­ ник Главного геологического управления, Управления разви­ тия геолого-разведочных работ и разработки месторождении, член коллегии Мнннефтегазпрома СССР (1980—1992), на­ чальник Комитета нефтяной промышленности Минтопэнерго РФ (1992—1993); начальник Управления разработки и ли­ цензирования нефтяных и газовых месторождении Минтоп­ энерго РФ (1993 —наст. время). Первооткрыватель 1енгизского месторождения в Казахской ССР, Демско-Вознесен- ского в Башкирской АССР.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, Почетный нефтяник Тюменской области.

Литвак Григорий Константинович (1930 г. рожд.)

Куйбышевский сельскохозяйственный институт, 1967 г. Машинист Куйбышевского нефтеперерабатывающего завода

271

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1956—1964); мастер Куйбышевского нефтепроводного управления «Дружба» (1964—1967); старший инженер Нефтеюганского (1967—1968), начальник станции Сургутского (1968—1971), начальник станции, зам. начальника линейной инженерно-технологической службы Нижневартовского (1971 —1990) районных нефтепроводных управлений.

Имеет медали СССР.

Литвинов Алексей Васильевич (1930 г. рожд.)

Моторист, машинист, слесарь-ремонтник Буденновского УБР объединения «Ставропольнефтегаз» (1955—1996).

Имеет отраслевые награды.

Литвиненко Владимир Михайлович (1944 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1985 г.

Рабочий, помощник дизелиста, дизелист, старший дизелист, машинист буровой установки, слесарь по ремонту бурового оборудования, зам. начальника БПО, начальник смены РИТС, буровой мастер Мегионской нефтеразведочной экспе­ диции (1959 — наст. время).

Имеет орден СССР.

Литвиненко Михаил Александрович (1918 г. рожд.)

Бурильщик Колпашевской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ) (1954—1958), Мегионской НРЭ (1958—1973).

Имеет медаль СССР.

Лихачев Генрих Алексеевич (1931 — 1984 гг.)

Ухтинский горно-нефтяной техникум. Герой Социалистического труда.

Буровой мастер КРБ треста «Войвожнефтегазразведка» (1952—1964); начальник участка бурения НРЭ № 2 Ухтин­ ского территориального геологического управления (1964— 1978); начальник Военизированной части по предупрежде­ нию газовых и нефтяных фонтанов (1978—1984).

Имеет орден Ленина и медаль СССР.

Лихачев Василий Федорович (1936—1988 гг.)

Рабочий, бурильщик, буровой мастер Нефтегорского управ­ ления разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть» (1954—1987).

272

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет орден Октябрьской Революции, другие ордена СССР,

отраслевые награды.

Лиховидов Венеамин Игнатьевич (1931 г. рожд.)

Московский инженерно-строительный институт, 1955 г. Старший инженер, главный инженер проекта строительномонтажной конторы треста «Нефтегазразведка» в г. Волго­ граде (1959—1960); руководитель технологической группы НИИ нефтяной и газовой промышленности в г. Волгограде (1960—1964); главный инженер, директор Волгоградского завода спецнефтематериалов (1964—1986); зам. начальника УБР объединения «Прикаспийбурнефть» (1986—1995). Имеет отраслевые награды.

Лобаев Николай Владимирович (1928 г. рожд.)

Токарь в Управлении технологического транспорта НГДУ «Чернушканефть» объединения «Пермнефть» (1956—1988). Имеет ордена СССР.

Лобанов Борис Степанович (1932 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1956 г.

Инженер по исследованию скважин, помощник мастера, мас­ тер по добыче нефти, начальник участка НПУ «Бугульманефть»; старший инженер, заведующий нефтепромыслом, заместитель начальника, начальник Центральной инженернотехнологической службы — зам. начальника НГДУ, началь­ ник НГДУ «Лениногорскнефть» (1956—1983); главный ин­ женер— зам. генерального директора ПО «Татнефть» (1983— 1986); первый зам. генерального директора межотраслевого научно-технического комплекса «Нефтеотдача», зам. дирек­ тора Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института Министерства топлива и энергетики РФ (1986— 1994); начальник Управления по добыче нефти нефтяной компании «ЛУКойл» (1994 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Заслу­ женный нефтяник ТАССР.

Лобанов Николай Александрович (1937 г. рожд.)

Октябрьский нефтяной техникум, 1981 г.

Дизелист КРБ-4 (1960-1965); дизелист, буровой мастер

16—500

2

7

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Осинского УБР объединения «Пермнефть» (1965—1993). Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Лобасенко Виктор Алексеевич (1946 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1971 г.

Токарь тракторной конторы треста «Татбурнефть», техник промыслово-геофизической конторы треста «Татнефтегеофизика», механик по ремонту оборудования ЦКРС, оператор по добыче нефти и газа, мастер, начальник участка ПРС НПУ «Лениногорскнефть» (1961 — 1966, 1971 — 1974); техно­ лог, мастер, начальник цеха подземного ремонта скважин НГДУ «Нижневартовскнефть» (1974—1978); начальник сме­ ны ЦИТС, заместитель начальника НГДУ «Покачевнефть», старший инженер, начальник отдела Управления по повыше­ нию нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (1978—1983); зам. секретаря парткома, зам. генерального директора объединения «Нижневартовскнефтегаз» (1983— 1991); начальник отдела, главный инженер, вице-президент АООТ «Черногорнефть» (1991—наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Ловырев Виктор Константинович (1932 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1952 г. Слесарь-вышкомонтажник объединения «Дальнефть», прораб ВМЦ, старший механик, главный механик треста «Дальнефтеразведка», «Сургутбурнефть», «Ярославнефтегазразведка», ПГО «Волгокамскгеология», зам. генерального директора объединения «Недра» (1952 —наст время)

Имеет медаль СССР.

Логинов Иван Несторович (1938 г. рожд.)

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего (1958— 1959), (1962-1966), плотник Вахского СУ (1966-1968), вышкомонтажник, слесарь по ремонту бурового оборудова­ ния Вахской нефтегазоразведочной экспедиции (1968—1995). Имеет медаль СССР.

Логинов Василий Григорьевич (1929 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1949 г., Уфимский нефтя­ ной институт, 1971 г.

274

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Буровой рабочий, механик, старший механик, начальник цеха, зам. директора конторы бурения в Башкирии (1949— 1968); директор Кандринской конторы бурения треста «Башзападнефтеразведка» (1968—1972); начальник Туймазинского УБР (1972—1991).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслуженный неф­ тяник Башкирии, Почетный гражданин р. п. Кандры.

Логинов Борис Георгиевич (1899—1993 гг.)

Томский Государственный университет, 1925 г., канд. техн.

наук.

Работа в Центральной химической лаборатории (1925— 1934), заведующий лабораторией, главный инженер ЦНИЛ Башнефтекомбината (1934—1947); заведующий лаборато­ рией в БашНИПИнефть, УфНИИ (1947—1972).

Имеет ордена и медали СССР, лауреат Государственной премии.

Ложечко Сергей Михайлович (1939 г. рожд.)

Московский энергетический институт, 1967 г.

Инженер КИПиА, старший инженер, одновременно— руко­ водитель группы автоматики управления магистральных нефтепроводов «Дружба» (1964—1973); загранкомандировка (1973—1976); инженер, старший инженер группы автомати­ ки, начальник производственно-технического отдела (1976— 1977) управления магистральных нефтепроводов «Дружба», зам. начальника, главный инженер специализированного Управления по предупреждению и ликвидации аварий (1977—1992); директор строящегося комбината «Строма» (1992—1993),' директор комбината «Строма» (1993 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Лозин Евгений Валентинович (1937 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1961 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Оператор геолог, старший геолог, начальник отдела в НГДУ «Аксаковнефть» (1961-1975); главный геолог Белебеевского УБР (1975—1978)- начальник отдела ПО «Ьашнефть» (1978—1983); зам. директора БашНИПИнефть (1983 —наст. время).

18*

275

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники Башкирии.

Лознухо Нина Васильевна (1931 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г. Инженер-экономист, старший инженер, начальник плановоэкономического отдела (1955—1990); главный экономист НГДУ «Хадыженнефть» АО «Краснодарнефтегаз» (1990 — наст. время).

Ломакин Григорий Федорович (1937—1990 гг.)

Московский политехнический институт, 1970 г. Стропальщик, слесарь конторы бурения, оператор промысла

№ 5 НГДУ «Хадыженнефть» (1960—1967); инженер Ахтырского военизированного отряда (1967—1978, 1988—1990); старший инженер Майкопского УБР (1978—1988).

Имеет отраслевые награды.

Лукин Геннадий Степанович (1943 г. рожд.)

Лениногорский нефтяной техникум, 1971 г.

Слесарь передвижной паровой депарафинизационной уста­ новки НПУ «Лениногорскнефть» (1966—1971); токарь, мас­ тер прокатно-ремонтного цеха, оператор добычи нефти и газа НГДУ «Нижневартовскнефть» (1971 —1976); оператор добы­ чи нефти и газа, технолог, старший механик НГДУ «Белозернефть» (1976—1985); оператор добычи нефти и газа, мас­ тер, начальник участка АООТ «Черногорнефть» (1985 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Лузянин Николай Федорович (1928 г. рожд.)

Дизелист Пудлинговской нефтеразведки (1948—1953); дизе­ лист Осинского УБР объединения «Пермнефть» (1953— 1994).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Лукьянец Леонид Гаврилович (1938 г. рожд.)

Небитдагский нефтяной техникум, 1970 г.

Помощник бурильщика, электромонтер КРБ № 1, помощник

276

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бурильщика КРБ № 3 треста «Туркменбурнефть»; электрик, дефектоскопист Западно-Камчатской комплексной НРЭ; электрик, инженер, и. о. начальника отряда НРЭ № 5, на­ чальник партии Поморской геофизической экспедиции (1965—1981); старший инженер, начальник цеха, мастер, зам. начальника, начальник, старший мастер, заведующий инструментальной площадкой, зам. начальника цеха ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1981 —наст. время).

Луценко Владимир Данилович (1941 г. рожд.)

Оператор ЦБПО, слесарь КИПиА ЦБПО НГДУ «Шаимнефть» (1964—1995).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Лыков Анатолий Григорьевич (1926—1978 гг.)

Тракторист Чернушинской нефтеразведки (1952—1964); тракторист, начальник колонны Управления технологическо­ го транспорта НГДУ «Чернушканефть» объединения «Пермнефть» (1964—1978).

Имеет ордена СССР.

Лысенко Владимир Дмитриевич (1934 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1959 г., докт. техн. наук,

профессор.

Инженер, старш. научный сотрудник, руководитель сектора, заведующий лабораторией ТатНИИ (1959—1978); зам. ди­ ректора, директор КазНИПИнефть (1978-1994); зам. гене­ рального директора АО «РИТЭК-Внедрение» Российской инновационной топливно-энергетической компании (1994 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Лысенко Георгий Сергеевич (1936 г. рожд.)

Буровой рабочий в объединении «Грознефть», бурильщик в Переславской, Центральной, Ярославской и Тимано-Печор- ской экспедициях треста «Ярославнефтегазразведка», ПГО «Волгокамскгеология» и ГНПП «Недра» (1957-наст. вре­ мя).

Имеет орден СССР.

277

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лысяков Владимир Георгиевич (1908—1979 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1926 г.

Работа в различных ведомствах (1926—1934); экономист, старший экономист, заведующий планово-экономическим бюро, замначальника отдела треста «Молотовнефть» (1934—

1941);

служба в

Советской Армии, участие в ВОВ

(1941 —

1946);

начальник

отдела

треста

«Азнефтепромматериалы»,

заведующий отделом

Азербайджанского

Республиканского

комитета профсоюза

рабочих нефтяной

промышленности,

и. о. начальника

отдела

треста

«Азнефтеразведка»

(1946—

1950);

начальник

отдела

объединения

«Татнефть»

(1950—

1952); заведующий отделом ЦК профсоюза рабочих нефтя­ ной промышленности, начальник подотдела Татарского СНХ (1952—1962); зам. начальника канцелярии Управления де­ лами Госкомтопа СМ СССР, помощник министра, ответст­ венный секретарь коллегии Миннефтепрома СССР (1962— 1978).

Имеет ордена и медали СССР, среди них орден Красной Звезды, Отечественой войны II степени, отраслевые награ­ ды, Почетный нефтяник.

Лычев Владимир Александрович (1938 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1964 г. Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, началь­ ник Центральной инженерно-технологической службы, инже­ нер Отрадненского УБР объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1959 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Людофун Федор Николаевич (1932 г. рожд.)

Иркутский Государственный университет, 1957 г. Техник-оператор газокаротажной партии Абаканской экспе­ диции Новосибирского геофизического треста Мингео РСФСР (1957—1958); старший техник-оператор Ермаковской комп­ лексной партии Северной НРЭ Красноярского территориаль­ ного геологического управления (1958—1962); техник-геолог, геолог, старший геолог, начальник участка Сургутской НРЭ (1962—1974); главный геолог Аганской ГРЭ Главтюмен-

- геологии (1974—1976); начальник отдела, и.о. главного гео­ лога ПО «Обьнефтегазгеология» (1976—1979); начальник В-СНГРЭ, начальник партии по подсчету запасов, начальник

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Сургутской ТЭ, начальник комплексно-тематической партии аппарата ГГП «Обьнефтегазгеология» (1979 —наст. время). Имеет орден и медали СССР.

Лютин Лазарь Владимирович (1903—1981 гг.)

Московский Государственный университет, 1929 г., докт. техн. наук, профессор.

Руководитель группы, старш. научный сотрудник, руководи­ тель лаборатории ВНИИнефть (1930—1981).

Имеет орден СССР.

Люшин Сергей Федорович (1930—1992 гг.)

Уфимский нефтяной институт, 1953 г., канд. техн. наук. Инженер, заведующий лабораторией, заведующий отделом, зам. директора БашНИПИнефть (1953—1992).

Имеет отраслевые награды, лауреат Государственной пре­ мии, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Мавлютова Магрифа Закиевна (1913 г. рожд.)

Московский химико-технологический институт, 1936 г. Лаборант, заведующая лабораторией Уфимского НПЗ (1936-1939); заведующая отделом Башкирского обкома ВЛКСМ (1939); консультант по нефти СНК БАССР (19391940); старший химик, заведующая лабораторией ЦНИЛ Башнефтекомбината (1940-1943); ученый секретарь Баш­ кирского правления НТО нефтяников (1943-1944); старший инженер ПТО объединения «Башнефтехимзаводы» (19451947); директор УфНИИ (1947-1956); заведующая лабора­ торией в Баш

НИПИнефть (1956-1987).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и га­ зовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, Заслу­ женный нефтяник Башкирии.

Мазанов Евгений Александрович (1912—1978 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1934 г.

Техник, мастер, заведующий промыслом зам. управляющего трестом, главный инженер трестов «Нефте-Чала», «Азизбековнефть», управляющий трестом «Орджоникидзенефть» объединения «Азнефть» (1934-1952); управляющий трестом

279

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Альметьевбурнефть» объединения «Татнефть» (1952—1955); начальник Управления нефтяной и газовой промышленности Нижне-Волжского СНХ, начальник Управления по Сибири и Дальнему Востоку СНХ РСФСР (1955—1965); начальник Главсевервостокнефтедобычи, Управления экспертизы проек­ тов и смет Миннефтепрома СССР (1965—1978).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

Мазур Владимир Борисович (1932 г. рожд.)

Иркутский Государственный университет, 1955 г., канд. гео­ лого-минералогических наук.

Сезонный рабочий в Зиминской геолого-поисковой партии Чукотского ТГУ, геолог, старший геолог, начальник партии, главный геолог, начальник экспедиции (1949—1970); глав­ ный геолог экспедиции, главный геолог, управляющий, гене­ ральный директор объединения «Ярославнефтегазразведка»; зам. Министра Мингео РСФСР; зам. Председателя Госкомнедра РФ (1970 — наст. время).

Имеет орден СССР.

Мазуров Виктор Яковлевич (1941 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1980 г.

Оператор, инженер ПТО, зам. начальника цеха добычи нефти и газа, инженер по рационализации, начальник смены ЦИТС (1964—1992); начальник НГДУ «Приазовнефть» АО «Краснодарнефтегаз» (1992 —наст. время).

Макаров Николай Петрович (1927 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1965 г.

Слесарь, механик конторы бурения треста «Малгобекнефть» Грознефтекомбината (1943—1948); бурильщик, буровой мас­ тер треста «Татбурнефть», инженер, старший инженер, тех­ нический руководитель НИС, начальник отдела объединения «Татнефть» (1952—1966); зам. начальника, начальник Уп­ равления рабочих кадров, труда и зарплаты, зам. начальни­ ка Главного планово-экономического управления Миннефте­ прома СССР (1966—1991); зам. директора Департамента корпорации «Роснефтегаз», ГП «Роснефть» (1991 —наст. время).

280

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет орден, медали СССР и отраслевые награды. Заслу­ женный экономист РСФСР, Почетный нефтяник.

Макаловский Вадим Владимирович (1934 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1957 г., канд. геоло­

го-минералогических наук.

Геолог, старший геолог (1957-1965); начальник геологиче­ ского отдела треста «Пермвостокнефтеразведка» (1965— 1970); начальник геологического отдела треста «Пермнефтегеофизика» (1970—1978); начальник геологического отдела объединения «Пермнефть» (1978-1988); служебная коман­ дировка в Индию (1988-1990); заведующий отделом, зам. директора ПермНИПИнефть (1990 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ.

Макаров Дмитрий Захарович (1920 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1947 г.

1941 — 1945 гг —участник Великой Отечественной воины. Оператор, мастер, заведующий промыслом, главный инженер треста (НПУ) «Горскнефть»; начальник Новогрозненского НПУ (1947—1966); начальник объединения, генеральный директор объединения «Севкавгазпром» (1966—1986). Имеет отраслевые награды.

Максименков Виктор Григорьевич (1937 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1965 г.

Техник-оператор, инженер-оператор, геофизик-оператор на­ чальник отряда партии треста «Башнефтегеофизика» (19561965); начальник партии, старший инженер, начальник сеисмопартии начальник планово-экономического отдела, зам. начальника управления по сейсморазведке зам. генерально­ го директора объединения по экономике Тюменнефтегеофизики, начальник Нижневартовской геофизической экспедиции

(1965—1991).

Имеет отраслевые награды.

Максаков Владимир Михайлович (1937 г. рожд.)

Бугурусланский нефтепромысловый техникум, 1958 г. Помощник бурильщика НПУ «Арланнефть» объединения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Башнефть» (1958); помощник бурильщика, инженер, буро­ вой мастер НПУ «Бугурусланнефть»; старший инженер, на­ чальник участка бурения, начальник Районной инженернотехнологической службы, буровой мастер Бузулукского УБР объединения «Оренбургнефть» (1961 —1977); буровой мастер УБР, зам. начальника, начальник Управления производ­ ственно-технического обеспечения и комплектации оборудо­ ванием объединения АО «Удмуртнефть» (1977 — наст. вре­ мя).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный неф­ тяник Удмуртской Республики.

Максимов Николай Яковлевич (1935 г. рожд.)

Серпуховское авиатехническое училище, 1954 г.

Мастер АСУТП нефтеперекачивающей станции «Становая» Мичуринского управления нефтепровода «Дружба» (1966 — наст. время).

Имеет медали СССР.

Максимов Герман Максимович (1938 г. рожд.)

Казанский Государственный Университет, 1965 г.

Инженер по поддержанию пластового давления, старший геолог нефтепромысла, зам. начальника отдела НПУ «Осинскнефть» объединения «Пермнефть» (1965—1972); зам. начальника Районной инженерно-технологической службы, начальник лаборатории технологических режимов Игринского НГДУ (1972-1978); главный геолог СарапульскогоНГДУ объединения, АО «Удмуртнефть» (1978-наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Удмурт­ ской Республики.

Максимов Юрий Петрович (1942 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1966 г.

Инженер, старший инженер Семеновской и Мессояхской нефтеразведочных экспедиций; старший инженер, начальник отдела Южно-Пясинской нефтеразведочной экспедиции тре­ ста «Красноярскнефтегазразведка» (1967—1978); главный инженер, начальник Нижне-Енисейской нефтегазоразведочной экспедиции (1978—1986); зам. генерального директора

по добыче нефти и газа ПГО «Енисейнефтегазгеология»— АООТ «Енисейнефтегаз» (1986-1996); в наст. время глав-

282

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ный специалист представительства Восточно-Сибирской неф­ тегазовой компании.

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Максимова Светлана Ивановна (1938 г. рожд.)

Ленинградский государственный университет, 1960 г. Геофизик, начальник тематической и камеральных гравиразведочных партий (1960—1989); геофизик, ведущий геофизик тематической группы Опытно-методической экспедиции ГГП «Печорагеофизика» (1989—1994).

Имеет отраслевые награды.

Максимов Борис Иванович (1909—1990 гг.)

Московский геолого-разведочный институт, 1932 г. Инженер, начальник отдела, начальник партии Дальстроя, Главгеологии СССР, Государственного геофизического тре­ ста (1932—1940); начальник экспедиции Ухтинского нефтекомбината НКВД (1940—1946); технический руководитель геофизического треста (1946—1949); старший инженер, на­ чальник отдела кадров Миннефтепрома, главный специалист Отдела внешних сношений ГНТК СМ СССР (1949—1959); зам. начальника отдела кадров Министерства геологии и охраны недр СССР, Госкомитета по топливной промышлен­ ности, Госкомитета химической и нефтяной промышленности (1959—1965); зам. начальника Управления кадров Миннеф­ тепрома СССР (1965—1979); начальник отдела кадров ВНИИОЭНГ (1982—1986).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Максимов Владимир Павлович (1934—1982 гг.)

Уфимский нефтяной институт, 1956 г., докт. техн. наук, про­ фессор.

Старший оператор, мастер, начальник цеха ПО «Башнефть» (1956—1960); старший преподаватель Уфимского нефтяного института (1963—1964); начальник отдела Гипротюменнефтегаз (1964—1969); заведующий отделом Тюменского обкома КПСС (1969—1974); зам. директора ВНИИнефть (1974— 1982).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, лауреат Ленинской премии, лауреат премии Совета Министров СССР,

лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

283

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Максимов Михаил Иванович (1902—1988 гг.)

Московский нефтяной институт, 1934 г., докт. геолого-мине- рологических наук, профессор.

Начальник отдела, ведущий научный сотрудник — консуль­ тант ВНИИнефть (1952—1988).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, дважды лауреат Государственной премии, лауреат Ленинской премии, Почетный нефтяник.

Максименков Василий Григорьевич (1935—1983 гг.)

Уфимский геологоразведочный техникум, 1955 г. Техник-оператор Ухтинского геофизического треста (1955— 1958); техник-оператор, инженер-оператор, начальник сейсмоотряда треста «Башнефтегеофизика» (1958—1965); на­ чальник сейсмоотряда, начальник сейсмопартии Тюменнефтегеофизики (1965—1983).

Имеет отраслевые награды.

Максутов Рафхат Ахметович (1930 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1954 г., докт. техн. наук, про­ фессор.

Старш. научный сотрудник, руководитель лаборатории, зам. директора ТатНИПИнефть (1958—1976); начальник отдела ВНИИнефть (1976—1982); директор ВНИПИморнефтегаз (1982—1986); главный научный сотрудник, заведующий ла­ бораторией, директор центра ВНИИнефть (1986—1994); со­ ветник генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный изобретатель РСФСР, лауреат премии Совета Мини­ стров СССР, Почетный работник газовой промышленности, Почетный нефтяник.

Малецкий Владимир Александрович (1923 г. рожд.)

Уральский политехнический институт, 1951 г Участник Великой Отечественной войны.

Старший инженер, главный энергетик Главнефтемаша, заво­ да «Борец», начальник отдела, начальник КБ завода «Нефтеприбор» (1951-1962); эксперт Госкомтопа, Госкомнефтедооычи (1962—1965); старший инженер, начальник отдела

284

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Главного технического управления, зам. начальника Упрнефтедобычи, начальник Управления автоматизации Миннефтепрома (1965—1981).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Малик Петр Власович (1934 г. рожд.)

Слесарь, машинист, электромонтер линейной производствен­ но-диспетчерской станции «Унеча» Гомельского (1964 1991), Брянского (1991—наст. время) управлений нефте­ провода «Дружба».

Имеет Серебряный крест заслуги Польской народной армии, отраслевые награды.

Маликов Виктор Фролович (1938 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1965 г.

Старший инженер НПУ «Юганскнефть» объединения «Тюменнефтегаз» (1969—1970); старший инженер цеха поддер­ жания пластового давления, зам. начальника Районной ин­

женерно-технологической

службы

НПУ

«Мегноннефть»

(1970—1976); начальник отдела НГДУ «Белозернефть»

(1976—1985);

начальник

отдела

по

добыче

нефти и газа,

зам. начальника

отдела

АООТ «Черногорнефть»

(1985 —

наст. время).

 

 

 

 

 

 

 

Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

 

 

Маликов Борис Александрович (1930 г. рожд.)

 

 

Уфимский нефтяной институт, 1953 г.

 

 

 

Начальник участка

нефтепромысла № 2 треста

«Бавлы-

нефть», главный инженер

НГДУ объединения «Татнефть»

(1953—1976);

главный инженер —зам. генерального дирек­

тора ПО «Нижневолжскнефть»

(1976 —наст. время).

Имеет орден

Ленина, медали СССР,

отраслевые

награды,

Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Малишевская Людмила Алексеевна (1934 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1956 г. Инженер-геофизик, старший инженер-геофизик, главный инженер партии Северо-Казахстанской геофизической экспеди­ ции, инженер-интерпретатор Всесоюзного института разве­ дочной геофизики (ВИРГ), геофизик партии Западного гео-

285

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

физического треста ПГО «Севзапгеология», инженер-интер- претатор сейсмической партии Таймырской геофизической экспедиции, геофизик, старший геофизик, начальник, глав­ ный инженер партии, старший инженер-диспетчер, ведущий инженер по организации управления производством ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (1956 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Малофеев Гурий Евдокимович (1929 г. рожд.)

Бугурусланский нефтяной техникум, 1950 г., Московский нефтяной институт, 1955 г., докт. техн. наук.

Научный сотрудник Института геологии и разработки горю­ чих ископаемых АН и Миннефтепрома СССР (1958—1979); старш. научный сотрудник, ведущий научный сотрудник, главный научный сотрудник ВНИИнефть (1979—1994); со­ ветник генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Мальцев Михаил Васильевич (1910—1972 гг.)

Московский нефтяной институт, 1937 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Коллектор (1930—1937); инженер-геолог треста «Прикамнефть» (1937—1940); начальник отдела треста «Туймазанефть» (1940—1949); главный геолог треста «Татарнефть» (1949—1957); зам. директора ТатНИПИнефть (1957—1960); работа в Оренбургском геологическом управлении (1960— 1972).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, лауреат Государственной премии.

Мальцев Николай Алексеевич (1928 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1951 г. Герой Социалистического Труда.

Начальник цеха конторы законтурного заводнения треста «Бавлынефть», главный инженер конторы законтурного за­ воднения треста «Альметьевскнефть», зам. главного инжене­ ра объединения, начальник НПУ «Азнакаевскнефть», «Бугульманефть» объединения «Татнефть» (1951 —1961); началь­ ник Управления нефтяной промышленности Пермского СНХ, начальник объединения «Пермнефть» (1961—1972); первый

286

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зам. министра, Министр нефтяной промышленности (1972— 1985); экономический советник Миннефтепрома СССР

(1990—1992); вице-президент НК «Пурнефтегаз» (1990 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Малышев Владимир Иванович (1937 г. рожд.)

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего (1959— 1963), вышкомонтажник Усть-Балыкской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ), Правдинской НРЭ, Нижнеенисейской экспедиции (1963—1970); электросварщик Тюменского ме­ ханического завода (1971—1972), Вахской нефтегазоразведочной экспедиции (1972 —наст. время).

Малыгин Семен Лукич (1925 г. рожд.)

Герой Социалистического Труда. Участник Великой Отечественной войны.

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего (1940— 1943); помощник бурильщика Тюменской буровой партии (1950—1951), бурильщик Уватской буровой партии в Тюмен­ ской области, Туринской нефтеразведке Свердловской обла­ сти, Покровской нефтеразведке, г. Ишим (1951 — 1958), бу­ рильщик, буровой мастер Приуральской экспедиции Сверд­ ловской области (1958—1960); буровой мастер Шаимской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ), Мегионской НРЭ Тю­ менской области (1960—1981).

Имеет ордена и медали СССР.

Малюшин Николай Александрович (1934 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1958 г., канд. техн. наук, про­ фессор.

Директор Тюменской нефтебазы, главный инженер Тюмен­ ского управления Главнефтеснаба РСФСР (1958—1970); Директор Тюменского филиала Гипротрубопровода (1970— 1987); директор Гипронефтепроводстроя, генеральный ди­ ректор АО «Нефтегазпроект» (1987 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный строитель РФ.

287

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Мамедов Файик Назар Оглы (1935 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1961 г.

Помощник мастера НПУ объединения «Азнефть» (1961— 1962); инженер производственного отдела, старший геолог участка, старший инженер, начальник цеха опробования скважин НРЭ № 4 Ухтинского территориального геологиче­ ского управления (1962—1978); начальник Усинской НГРЭ ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1978—1985); генеральный ди­

ректор ГГП

«Ухтанефтегазгеология»

(1985 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный гео­

лог РСФСР,

Заслуженный работник народного

хозяйства

Коми АССР.

 

 

 

 

 

 

Мам лее в Рафкат Шакирьянович (1930 г. рожд.)

 

 

Уфимский геолого-разведочный техникум,

1948

г.,

Москов­

ский нефтяной институт, 1954 г., канд. геолого-минералогиче­

ских наук.

 

 

 

 

 

 

Оператор по добыче нефти, геолог, старший геолог, главный

геолог предприятий

объединения «Татнефть»

(1948—1964);

главный геолог НПУ «Сургутнефть»

(1964—1985);

заведую­

щий лабораторией

ВНИПИморнефтегаз

(1985 — наст. вре­

мя).

 

 

 

 

 

 

Имеет отраслевые награды.

Мангутов Нафаиз Абдуллаевич (1930 г. рожд.)

Среднеазиатский политехнический институт, 1954 г. Инженер-оператор, технорук, начальник партии Армянской экспедиции Дальневосточного геофизического треста; инже­ нер-геофизик, главный геофизик экспедиции Узбекского гео­ физического треста; начальник сейсморазведочной партии Западного геофизического треста, главный инженер, главный

геофизик Ленинградской

сейсморазведочной

экспедиции

ПГО

«Севзапгеология» (1954 — наст. время).

 

Имеет

серебряную медаль

ВДНХ, отраслевые

награды.

Маноха Владимир Максимович (1937 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1959 г.

Инженер-оператор, начальник отряда, начальник партии, зам. начальника экспедиции ГГП «Печорагеофизика» (1959 1995).

288

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный' работник народного хозяйства Коми АССР.

Мансуров Ильгиз Тимерьянович (1937 г. рожд.)

Октябрьский нефтяной техникум, 1964 г., Тюменский инду­ стриальный институт, 1974 г.

Механик участка, механик цеха, и. о. начальника цеха ППН, старший механик нефтепромысла № 1, начальник участка цеха ППД, начальник смены РИТС, главный механик НГДУ «Шаимнефть» (1965—1981); начальник технического отдела, зам. главного механика, старший механик нефтепромысла, старший механик цеха подготовки и перекачки нефти НГДУ «Шаимнефть» (1981 — 1995).

Имеет медаль СССР.

Мануйлов Николай Алексеевич (1928—1994 гг.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1960 г. Оператор по добыче нефти и газа, мастер, инженер, старший геолог, начальник геологического отдела (1950—1981); главный геолог НГДУ «Хадыженнефть» АО «Краснодарнефтегаз» (1981 — 1994).

Имеет медали СССР.

Маркелов Владимир Николаевич (1928 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1965 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар­ ший инженер конторы бурения треста «Бугурусланнефть» (1945—1966); главный инженер, директор конторы разведоч­ ного бурения № 3 треста «Бузулукбурнефть» (1966—1970); начальник Бугурусланского УБР объединения «Оренбургнефть» (1970—1977); начальник Центральной инженернотехнологической службы Бугурусланского УБР (1977—1985). Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Марков Николай Николаевич (1928 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1947 г., Пермский Государст­ венный университет, 1959 г., канд. геолого-минералогических

наук.

Геолог, старший геолог, начальник партии треста «Пермнефтеразведка» (1947-1964); заведующий лабораторией по под­ счету запасов нефти и газа ПермНИПИнефть (1964-1969,

19-500

2 8 9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1971—1988); советник по подсчету запасов в Индии и Боли­ вии (1969—1971).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Маренина Ольга Михайловна (1919 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1954 г.

Техник-оператор, техник-геолог, геолог, старший геолог тре­ ста «Бугурусланнефть» (1941—1946); загранкомандировка, Румыния (1946—1948); старший геолог отдела запасов Главгеологии Миннефтепрома (1948—1957); старший инже­ нер отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана РСФСР (1957—1960); старший инженер, главный специалист Управления нефтяной и газовой промышленности СНХ РСФСР (1960—1965); главный специалист, зам. начальника отдела Геологического управления Миннефтепрома СССР

(1965—1974). Почетный нефтяник.

Марещенков Петр Григорьевич (1935 г. рожд.)

Сахалинский нефтяной техникум, 1956 г. Герой Социалистического Труда.

Бурильщик, буровой мастер Тунгорского УБР, зам. началь­ ника Центральной инженерно-технологической службы Севе- ро-Сахалинского УБР (1956—1979). С 1979 г. — Майкопское управление буровых работ.

Имеет отраслевые награды.

Маркаров Эдуард Самуилович (1929 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1978 г., По­ четный доктор наук КНР.

Трудовую деятельность начал в 1944 г. на оборонном пред­ приятии г. Ашхабада. Техник-геофизик, инженер-интерпре­ татор, начальник сейсмопартий, начальник Ферганской гео­ физической экспедиции треста «СредАзнефтегеофизика» (1948—1960); начальник группы партий, начальник СреднеАзиатской геофизической экспедиции (1960—1969); началь­ ник Геофизической экспедиции поисковых работ объединения «Нефтегеофизика» (1969—1994); директор Научно-экспери­ ментального геофизического центра ВНИИГеофизики (1994 —наст. время).

290

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный геолог РСФСР.

Маркарова Ольга Ильинична (1932 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1956 г. Геофизик-интерпретатор треста «СредАзнефтегеофизика» (1956—1960); начальник тематических партий Средне-Азиат­ ской геофизической экспедиции треста «Спецгеофизика» (1960—1969); старший, ведущий геофизик Научно-экспери­ ментального геофизического центра ВНИИГеофизики (1969— 1995); ведущий геофизик фирмы «Ингеосервис» (1995 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Маркин Леонид Андреевич (1931 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1964 г.

Бурильщик, буровой мастер, председатель групкома треста «Альметьевбурнефть» (1950—1959), заведующий отделом Альметьевского Горкома КПСС (1959—1962), старший ин­ женер, начальник участка, заведующий нефтепромыслом НГДУ «Елховнефть» (1962—1966, 1969—1971); секретарь парткома треста «Альметьевбурнефть» (1966—1969); зам. начальника НПУ «Удмуртнефть», зам. генерального дирек­ тора, председатель профкома, зам. начальника Центральной базы производственного обслуживания объединения «Удмуртнефть» (1971 — 1995).

Имеет отраслевые награды.

Марков Юрий Михайлович (1926 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1948 г.

Инженер, старший инженер, начальник участка бурения, на­ чальник разведки района, зам. начальника производствен­ ного отдела треста «Войвожнефть» (1948—1951); главный инженер треста «Печорнефть» (1952—1956) Ухткомбината МВД СССР; главный инженер, директор конторы разведоч­ ного бурения, начальник технического отдела, главный тех­ нолог треста «Печорнефтегазразведка» Ухткомбината Миннефтепрома (1956—1962); старший эксперт, главный специ­ алист Госкомитета СМ СССР по топливной промышленности (1962—1965); инструктор Отдела тяжелой промышленности

291

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

и энергетики ЦК КПСС (1965—1988); старший инженер ВНИИБТ Миннефтепрома (1988—1990).

Имеет ордена и медаль СССР.

Маркухин Павел Федорович (1914—1980 гг.)

В нефтяной промышленности начал работать с 1937 г. Бу­ рильщик, буровой мастер, начальник буровой, директор кон­ торы бурения Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1952—1978).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас­ левые награды.

Марочкин Владимир Стефанович (1934 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1964 г.

Помощник бурильщика, бурильщик (1953—1961); председа­ тель группового комитета конторы разведочного бурения № 2, председатель группового комитета треста «Первомайбурнефть» (1961 — 1969); помощник бурового мастера, зам. начальника Отрадненского управления буровых работ объ­ единения «Куйбышевнефть» (1969—1990).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Масленников Александр Иванович (1934 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик Отрадненского управле­ ния буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1956— 1989).

Имеет орден Ленина, другие ордена СССР, отраслевые на­ грады.

Масленников Анатолий Исаакович (1911 — 1995 гг.)

Московский нефтяной институт, 1938 г.

Инженер-диспетчер, инженер-референт зам. наркома, зам. начальника секретариата министра, помощник министра, старший референт зам. председателя Госплана РСФСР (1938—1960); старший референт Управления делами ВСНХ и СНХ РСФСР (1960—1965); зам. начальника канцелярии, помощник министра, заведующий секретариатом канцелярии Управления делами Миннефтепрома (1965—1985).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

292

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Маслянцев Виктор Григорьевич (1914—1993 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1941 г.

Инженер промыслово-механического отдела, старший инже­ нер, главный инженер, директор Бугульминского филиала, начальник отдела инженерных изысканий, начальник отдела технико-экономических исследований и перспективного про­ ектирования Гипровостокнефти (1946—1974). Руководитель и участник разработки проектно-сметной документации для строительства промысловых объектов уникального Ромашкинского месторождения нефти. Главный инженер проекта первого нефтепровода «Зольненское месторождение — Кряжский НПЗ» для транспорта первой девонской нефти, откры­ той в районе «Второго Баку».

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Матвеев Анатолий Васильевич (1941 г. рожд.)

Буровой рабочий Переславской НРЭ, бурильщик, буровой мастер Центральной, Ярославской и Тимано-Печорской экс­ педиций треста «Ярославнефтегазразведка», объединения «Волгокамскгеология» и ГНПП «Недра» (1963 — наст. вре­ мя).

Имеет орден СССР.

Матвеев Николай Иванович (1942 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1965 г.

В Западной Сибири прошел все ступени от оператора до главного инженера НГДУ «Правдинскнефть», «Федоровскнефть», «Сургутнефть» (1965—1995); главный инженер АО «Сургутнефтегаз» (1995 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Матвеев Григорий Иванович (1924—1987 гг.)

Московский станко-инструментальный институт, 1951 г., канд. техн. наук.

Трудовую деятельность начал в 1944 г., старш. науч. сотруд­ ник ВНИИТнефть (1951 — 1953); старший инженер отдела Долот, главный инженер проекта ВНИИБТ (1953—1959); главный конструктор ЦКБ Мингео (1959—1962); старший эксперт группы Госкомитета по топливной промышленности (1962—1963), Госкомитета химической и нефтяной промыш-

293

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ленностн (1903—1964); старший инженер, главный специалист Госкомитета нефтяной промышленности (1964—1965) Госплана СССР; главный технолог Главного технического управления, Управления по бурению Миннефтепрома СССР

(1965—1987). Участник ВОВ.

Имеет ордена и медали СССР, среди них за боевые заслуги, Заслуженный работник нефтяной промышленности РСФСР.

Матвиенко Александр Викторович (1944 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1971 г.

Оператор, техник, мастер, инженер, главный инженер, на­ чальник управления магистральных нефтепроводов «Друж­ ба» (1962 — наст. время).

Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

Матремьянов Зиновий Афанасьевич (1929 г. рожд.)

Дизелист Нарымской нефтеразведки, Мегионской нефтераздочной экспедиции (1956—1979); слесарь по ремонту буро­ вого оборудования Мегионской ЦБПО объединения «Мегионнефтегазгеология» (1979—1995).

Имеет медаль СССР.

Махортов Александр Иванович (1925 г. рожд.)

Сахалинский нефтяной техникум, 1959 г. Служба в Советской Армии (1943—1948).

Дизелист, нормировщик, старший инженер, начальник отде­ ла в объединении «Сахалиннефть» (1948—1967), в т. ч. 4 го­ да—инструктор Сахалинского горкома КПСС; начальник отдела Сургутской конторы бурения, секретарь парткома управления буровых работ (1967-1978); председатель проф­ кома ПО «Сургутнефтегаз» (с 1978 г. до ухода на пенсию). Имеет боевые награды, медаль СССР.

Махмудбеков Энвер Агалларович (1913 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1935 г.

Мастер, старший инженер, зам. заведующего промыслом треста «Лениннефть» объединения «Азнефть» (1935—1940); старший инженер, начальник отдела Госгортехинспекции Наркомнефти (1940—1945); старший инженер, начальник

294

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

- отдела Главморнефти, Главзападнефтедобычи Миннефтепрома СССР (1945—1957); старший инженер Отдела нефтя­ ной и газовой промышленности Госплана СССР (1957

1961); ученый секретарь, главный специалист управления Госкомнефтедобычи (1961 —1965); начальник отдела Глав­ ного технического управления Миннефтепрома СССР

(1965—1978).

Имеет орден и медали СССР, Почетный нефтяник.

Мачнева Людмила Владимировна (1925 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1948 г.

Инженер-механик Новокуибышевского НПЗ, старший инже­ нер, начальник отдела, зам. начальника Управления Главнефтезаводы Миннефтепрома СССР (1949—1957); начальник отдела нефтяного оборудования, главный инженер Главкомплектоборудования при Госплане СССР, затем при СНХ

СССР (1957—1964); главный технолог, начальник отдела, зам. начальника Управления Главзарубежкомплекта МВТ, Госснаба СССР (1964—1987).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды.

Медведевский Геннадий Владимирович (1933 г. рожд.)

Бурильщик Нарымской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ) (1951—1972); помощник бурового мастера (1972—1974); бу­ ровой мастер Мегионской НРЭ (1974—1975); командир взвода Мегионского военизированного отряда (1975 —наст. время).

Имеет орден СССР.

Медведев Талевальд Николаевич (1930 г. рожд.)

Саратовский нефтяной техникум, 1951 г.

Бурильщик, инженер по бурению, начальник ПТО, инженер участка, старшин инженер по бурению, начальник участка бурения Жирновской конторы бурения треста «Сталинграднефть» (1951 — 1961); председатель комитета профсоюза Жирновского НПУ (1961 — 1965); старший инженер, началь­ ник участка Жирновской конторы бурения треста «Жирновскнефтегазразведка» (1965—1967); директор Тампонажной конторы, зам. управляющего трестом «Жирновскнефтегазразведка» объединения «Нижневолжскнефть» (1967— 1970); зам. начальника Жирновского УБР (1970—1986); на-

295

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чальник смены ЦИТС Жирновского УБР, управления «Нижневолжскбурнефть» АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1986 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Медведев Николай Яковлевич (1943 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1965 г.

Оператор, старший геолог НПУ «Мегионнефть»; старший инженер, зам. начальника Районной инженерно-диспетчер­ ской, инженерно-технологической службы, начальник отдела НГДУ «Нижневартовскнефть», «Белозернефть», объединения «Нижневартовскнефтегаз» (1966—1981); главный геологзам, генерального директора АО (ПО) «Сургутнефтегаз» (1982 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный геолог РФ.

Межлумов Оник Арсеньевич (1902—1976 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт.

Электромонтер, техник-электрик конторы бурения, инженерэлектрик, помощник директора, главный механик, директор конторы бурения, начальник трубной базы треста «Карадагнефть», главный механик треста «Азнефтеразведка» объеди­ нения «Азнефть» (1926—1942); главный механик треста «Башнефтеразведка», зам. главного механика Башнефтекомбината, директор Ишимбайской конторы бурения (1942— 1944); директор конторы бурения, управляющий трестом «Дагнефтеразведка», зам. управляющего трестом «Дагнефть» (1944—1955); начальник НПУ «Аксаковнефть» объединения «Башнефть» (1955—1963); директор Гипротюменнефтегаза (1964—1969); руководитель группы ВНИИОЭНГа (1972— 1976).

Удостоин званий лауреата Государственной премии, Почет­ ного нефтяника.

Мелик-Пашаев Врам Самсонович (1909—1994 гг.)

Азербайджанский государственный политехнический инсти­ тут, 1931 г., докт. геолого-минералогических наук, профессор. Техник промысла Балаханской группы «Азнефть», инженергеолог, старший геолог, зам. главного геолога треста «Артемнефть», главный геолог треста «Кагановичнефть», главный

296

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

геолог «Азнефтекомбинат» (1927—1945); начальник геологи­ ческого управления объединения «Азнефть», главный геолог объединении «Азнефтеразведка», «Азморнефть» (1945—1954); начальник отдела, зам. директора, главный научный кон­ сультант ВНИИнефть (1954—1989).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе два ордена Ле­ нина, отраслевые награды, дважды лауреат Государственной премии, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Почетный нефтяник.

Мелкумянц Рафаэл Искендерович (1927 г. рожд.)

Азербайджанский политехнический институт, 1952 г. Главный инженер, зам. директора электро-механнческого завода треста «Азморнефтестрой» Главморнефти (1956— 1966); главный технолог Управления капитального строи­ тельства, начальник отдела Управления материально-техни­ ческого снабжения Миннефтепрома (1966—1988).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Мерзляков Владимир Филиппович (1949 г. рожд.)

Казанский Государственный университет, 1972 г.

Ученик оператора, оператор ЦНИПР НПУ «Арланнефть» (1966—1967); геолог Нефтекамского УБР (1974); зам. на­ чальника РИТС, старший инженер отдела, старший геолог ЦППД, начальник ЦНИПР, секретарь парткома НГДУ «Арланнефть» (1974—1987); начальник НГДУ «Аксаковнефть» (1987 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ.

Мерзленко Юрий Федорович (1925 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1952 г.

Участник ВОВ (1942—1945); геолог участка, главный геолог нефтеразведки, главный геолог Ставропольского нефтепро­ мыслового управления треста «Грознефтеразведка» (1952— 1963); зам. главного геолога, главный геолог управления нефтегазовой промышленности Северо-Кавказского СНХ (1963—1965); главный инженер Геологического управления Мингазпрома (1965—1972); советник Отдела нефтяной и газовой промышленности СЭВ (1972—1988).

297

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена, в том числе орден Отечественной войны I сте­ пени, и медали СССР за участие в ВОВ.

Меркулов Валентин Павлович (1924—1980 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1952 г., канд. техн. наук.

Участник Великой Отечественной войны.

Мастер по исследованию скважин, старший инженер, началь­ ник участка добычи треста «Кировнефть» (1951 —1952); вто­ рой секретарь Бакинского горкома ЛКСМ Азербайджана (1953—1954); ассистент кафедры Азербайджанского инду­ стриального института, аспирант, инженер АзНИИ (1955— 1958); руководитель лаборатории КуйбышевНИИ НП (1958— 1967); работа в Индии (1967—1969); зам. директора по нау­ ке Гипровостокнефть (1969—1980).

Имеет боевые награды, орден и медали СССР, отраслевые награды, серебряную и бронзовую медали ВДНХ, Заслужен­ ный изобретатель СССР.

Механошин Владимир Дмитриевич (1940 г. рожд.)

Оператор, мастер по добыче нефти, начальник цеха добычи нефти и газа НПУ «Полазнанефть» (1958—1980); главный инженер НГДУ «Осинскнефть» (1980—1983); начальник НГДУ «Полазнанефть» объединения «Пермнефть» (1983 — наст, время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ.

Мешалкин Николай Иванович (1907—1982 гг.)

Казанский Государственный университет, 1932 г. Участник Великой Отечественной войны.

Работа в Татарии, Нижегородской и Пермской областях на геологических съемках (1928—1936); начальник партии, главный геолог Стерлитамакской ГПК (1936—1948); глав­ ный геолог трестов «Башнефтеразведка», «Башзападнефтеразведка» (1948—1972).

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Мещеряков Владимир Фролович (1941 г. рожд.)

Слесарь механо-технологического оборудования нефтепере­ качивающей станции «Становая» Мичуринского управления нефтепровода «Дружба» (1964 — наст. время).

Имеет медали СССР.

Мзареулов Давид Константинович (1906—1980 гг.)

Ленинградский институт железнодорожного транспорта, 1932 г.

Начальник отдела Гипроморнефти (1937—1941); служба в Советской Армии, участие в ВОВ (1941 — 1944); начальник отдела «Гипроморнефть» (1944—1965); начальник отдела Миннефтепрома (1966—1970); начальник отдела ВНИИБТ (1970-1980).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды. Заслу­ женный нефтяник Аз. ССР, Почетный нефтяник, Заслужен­ ный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, лауреат Ленинской премии.

Мзареулян Армен Давидович (1931 г. рожд.)

Ленинградский инженерно-строительный институт, 1953 г. Офицер, старший офицер Каспийской Краснознаменной фло­ тилии (1953—1961); старший инженер, руководитель группы Азгоспромпроект, ГипроАзнефть (1963—1970); старший ин­ женер, главный технолог, зам. начальника отдела Управле­ ния капитального строительства, Управления по добыче нефти, Управления по бурению Миннефтепрома (1970— '978); начальник отдела Главного управления по разведке и разработке морских месторождений Мингазпрома, Мин­ нефтепрома, Роснефтегаза, ГП «Роснефть» (1978 — наст. время).

Имеет отраслевые награды. Почетный работник газовой промышленности.

Миловидов Владимир Михайлович (1924 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1950 г. Рабочий на бакинских заводах (1942—1950); буровой мас­ тер, главный инженер, начальник отдела, директор контор бурения № 1 и № 3 треста «Туймазабурнефть» (1950—1956); начальник отдела, зам. начальника ПО «Башнефть» (1956— 1986).

299

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Милорадович Владимир Константинович (1926 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1958 г.

Оператор по добыче нефти и газа, инженер-диспетчер, мас­ тер нефтепромысла «Андижан» Ферганского нефтекомбината (1958—1963); старший инженер газового промысла НПУ «Газлинефтегаз» (1963—1964); главный инженер НПУ «Таджикнефть» объединения «Бухаранефтегаз» (1964—1967); главный инженер, инженер по техническому надзору Астра­ ханского НПУ (1967—1971); начальник РИТС, начальник БПО, главный инженер — зам. начальника, начальник ПТО, инженер по охране окружающей среды Коробковского НГДУ ПО «Нижневолжскнефть» (1971— наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Мильштейн Всеволод Михайлович (1929 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1964 г. Техник по цементажу — директор тампонажной конторы (1949—1972); главный инженер, зам. директора, заведую­ щий сектором, лабораторией, старш. научный сотрудник ВНИИКРнефть — НПО «Бурение» (1972 — наст. время); работа в Индии (1977—1979).

Мингареев Рафхат Шагимарданович (1917—1990 гг.)

Стерлитамакский нефтяной техникум, Московский нефтяной институт, 1943 г., канд. техн. наук.

Помощник мастера, начальник цеха Калининнефти Уз. ССР (1943—1945); главный инженер, директор Шугуровского, Ромашкинского нефтепромысла, директор конторы бурения (1945—1952); управляющий трестами «Бавлынефть», «Альметьевнефть» (1952—1956); главный инженер —зам. началь­ ника объединения Татнефть, Управления нефтяной промыш­ ленности Татарского СНХ (1956—1960), начальник Управле­ ния 1960—1963); начальник объединения Татнефть (1963— 1965); зам. Министра нефтяной промышленности (1965— 19/4); директор ВНИИОЭНГ (1974—1984).

Имеет ордена и медали СССР, среди них орден Ленина, от-

300

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

раслевые награды. Лауреат Ленинской премии, Почетный нефтяник.

Миндеева Зарига Джалиловна (1923 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1946 г.

Старший инженер отдела объединения «Куйбышевнефть» (1946—1948); инженер, старший инженер Шугуровского неф­ тепромысла, начальник отдела треста «Альметьевбурнефть», начальник отдела бурения объединения Татнефть (1948— 1964); начальник отдела Управления нефтяной и газовой промышленности Средне-Волжского СНХ (1964—1965); зам. начальника отдела, начальник отдела Упрбурнефти, Техни­ ческого управления (1965—1984); старш. научный сотрудник ВНИИОЭНГ (1984—1989).

Имеет орден СССР, отраслевые награды. Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почет­ ный нефтяник.

Минеев Борис Павлович (1929 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1957 г., канд. техн. наук. Бурильщик, инженер конторы бурения треста «Малгобекнефть» (1947—1952); оператор, инженер треста «Грознефтеразведка» (1952—1958); мастер, старший инженер НПУ «Сунжанефть», Карабулакской конторы глубокого разведоч­ ного бурения (1958—1965); начальник НПУ «Речицанефть» (1965—1968); зам. начальника объединения «Белоруснефть» (1968—1970); работа на Кубе (1970—1972); с 1972 г. по на­ стоящее время работает в Гомельском отделе УкргипроНИИнефть (ныне БелНИПИнефть): старш. научный сотрудник, заведующий сектором, заведующий лабораторией.

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Минниахметова Сакина Шамсутдиновна (1930 г. рожд.)

Масленщица, машинист технологических насосов Субханкуловского районного нефтепроводного управления нефтепро­ вода «Туймазы — Уфа» (1948—1964), Туймазинского район­ ного нефтепроводного управления (1964—1987).

Имеет орден и медали СССР, Заслуженный нефтяник Баш­ кирской АССР.

301

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Миносиян Лайкен Алекович (1930 г. рожд.)

Тбилисский нефтяной техникум, 1956 г.

Помощник бурильщика, бурильщик Арчединского НПУ объ­ единения «Сталинграднефть» (1956—1957); старший инженердиспетчер, буровой мастер, старший инженер участка, стар­ ший мастер Коробковской конторы бурения Коробковского НПУ (1957—1966); начальник участка Коробковской конто­ ры бурения треста «Жирновскнефтегазразведка» (1966 1970); начальник ЦИТС Коробковского УБР объединения «Нижневолжскнефть» (1970—1994).

Имеет ордена и медаль СССР.

Мирзаев Магарам Шахрамазанович (1932 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, канд. геолого-минералоги­ ческих наук.

Геолог, старший геолог, начальник геологического отдела НГДУ «Полазнанефть», главный геолог НГДУ «Чернушканефть», Управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (1957—1980); главный гео­ лог управления «Пермнефтегаз» (1980 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Мирзоев Роберт Сетракович (1929—1980 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1953 г.

Геолог, главный геолог треста «Дальнефтеразведка», преоб­ разованного в Северо-Сахалинское управление буровых ра­ бот, а затем в производственное объединение «Сахалинбургазразведка» (1953—1980).

За большой вклад в развитие нефтяной и газовой промыш­ ленности его именем названо нефтяное месторождение.

Миронов Евгений Александрович (1922—1980 гг.)

Куйбышевский гидротехнический институт, 1951 г. Инженер промыслово-механического отдела, старший инже­ нер, главный инженер проектов, начальник отдела водоснаб­ жения и канализации Гипровостокнефть (1951 — 1980). Руко­ водил и принимал участие в подготовке разделов: заводнение

нефтяных пластов, подготовка сточных вод,

водоснабжение

и канализация нефтепромысловых объектов

для нефтяных

районов Куйбышевской и Оренбургской областей, Татарии,

302

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Башкирии, Удмуртии, Казахстана и Западной Сибири, раз­ работке схем развития нефтяной промышленности Болгарии, Алжира, Сирии, Ирака.

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Миронов Владимир Яковлевич (1910—1979 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1941 г., Акаде­ мия нефтяной промышленности, 1953 г.

Работа на предприятиях г. Баку (1929—1936); мастер, стар­

ший инженер нефтепромысла, начальник отдела,

главный

инженер

треста «Ишимбайнефть» (1941 —1951);

главный

инженер,

управляющий трестом «Октябрьскнефть»

(1953—

1958); главный инженер ПО «Башнефть» (1958—1960); на­ чальник НПУ «Туймазанефть» (1960—1963); начальник от­ дела ПО «Башнефть» (1963—1970).

Имеет ордена и медали СССР.

Мирчинк Михаил Федорович (1901 — 1976 гг.)

Московская горная Академия, 1930, член-корреспондент АН

СССР (1953), доктор геолого-минералогических наук, про­ фессор, основоположник курса нефтепромысловой геологии. Геолог, старший геолог геологического бюро, главный геолог объединения «Азнефть» (1918—1942); главный геолог Наркомнефти (1942—1946); начальник геологического отдела, зам. Министра, член коллегии Миннефтепрома СССР (1946— 1957); начальник отдела, член коллегии Госплана СССР

(1957—1958); директор ИГиРГИ АН СССР (1958—1970), заведующий лабораторией ИГиРГИ (1970—1976). Награжден двумя орденами Ленина и другими орденами

СССР, лауреат Государственной и Ленинской премий.

Митрофанов Николай Иванович (1932 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1973 г.

Буровой рабочий, бригадир, буровой мастер в Чернушинской нефтеразведке, Чернушинском УБР (1958—1983); мастер по капитальному ремонту скважин управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин НГДУ «Чернушканефть» (1983 —наст. время).

Имеет медали СССР.

303

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Михайлов Николай Михайлович (1903—1987 гг.)

Всесоюзная плановая академия, 1936 г.

Работа на предприятиях, неподведомственных нефтяной отра­ сли—22 года; зам. начальника, начальник Главнефтеснаба, член коллегии Миннефтепрома, зам. Министра нефтяной промышленности (1941—1958); начальник Главка Союзглавнефти при Госплане СССР, при СНХ СССР, при Госснабе

СССР (1958—1972).

Награжден орденами и медалями СССР, в том числе орде­ нами Ленина и Отечественной войны.

Михайлов Арсений Арсеньевич (1931 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1954 г.

Инженер института Гипрогазтоппром (1954—1958); старший инженер, руководитель группы института Мособлпроект (1958—1962); зам. начальника Крюковского районного уп­ равления Главгаза (1962—1965); нач. отделения, и.о. глав­ ного инженера Дирекции строящихся трубопроводов Запад­ ной и Северо-Западной Сибири (1965—1967); зам. директора Дирекции по строительству Мубарекского завода газовой серы Главгаза (1967—1970); главный диспетчер Объединен­ ного диспетчерского управления Мингазпрома (1970—1992); зам. начальника Объединенного диспетчерского управления системы магистральных нефтепроводов Главтранснефти (1972—1986); загранкомандировка, Чехословакия (1986 1990); зам. начальника Объединенного диспетчерского уп­ равления Главтранснефтн (1990—1992); главный диспетчер Московской линейной инженерно-технологической службы АО «ВВМН» (1992—1995); референт отдела организации делопроизводства АК «Транснефть» (1995 —наст. время). Имеет орден СССР.

Михайленко Валентин Васильевич (1938 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1974 г. Техник-геодезист, начальник отряда, начальник партии неф­ теразведочных экспедиций Главтюменгеологии (1960—1966); начальник партии Тазовской геофизической экспедиции ГГП «Ямалгеофизика» (1966—1993).

Имеет ордена и медали СССР.

304

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Михайленко Нина Ивановна (1937 г. рожд.)

Бакинский индустриальный институт, 1959 г.

Геофизик, старший геофизик, инженер по труду и заработ­ ной плате Тазовской геофизической экспедиции объединения «Ямалгеофизика» (1963—1991).

Имеет медали СССР.

Михайлов Дмитрий Иванович (1919 г. рожд.)

Герой Социалистического труда. Участник Великой Отечественной войны. Октябрьский нефтяной техникум, 1965 г.

Буровой рабочий, бурильщик, буровой мастер конторы буре­ ния № 1 треста «Туймазанефть» (1940—1941, 1946—1951, 1957—1966); начальник разведки в КНР (1951—1957); со­ ветник во Франции (1958); директор конторы бурения № 5 треста «Туймазабурнефть» (1966—1970); начальник Янаульского Районного УБР Краснохолмского, Уфимского УБР ПО «Башнефть» (1974—1983).

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный неф­ тяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Михалевич Олег Александрович (1937 г. рожд.)

Минский политехнический институт, 1966 г.

Инженер, старший инженер, начальник дорожно-строитель- ного участка, главный механик АТК (1966—1972); главный механик Тампонажной конторы (1972—1975); старший инже­ нер Управления технологического транспорта (УТТ) объеди­

нения «Белоруснефть» (1975—1977); главный

инженер

Речицкого УТТ №

1 (1977—1987); начальник отдела, зам.

главного инженера

объединения «Белоруснефть»

(1987 —

наст, время).

 

 

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

Михальков Петр Васильевич (1924 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1949 г., канд. техн. наук. Заведующий лабораторией, заведующий сектором, ведущий научный сотрудник лаборатории исследований скважин и пластовых флюидов ВолгоградНИПИнефть ПО «Нижневолжскнефть» (1959 —наст. время).

20-500

305

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет медали СССР, в том числе четыре медали ВДНХ, от­ раслевые награды.

Михеев Сергей Григорьевич (1909 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1935 г.

Трудовую деятельность начал в 1927 г., инженер, старший инженер нефтепромыслов трестов «Башнефть» и «Ишимбаинефть» (1936—1941); служба в армии (1941—1943); старший инженер промыслово-производственного отдела Наркомата нефтяной промышленности (1943—1945); старший инженер отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана СССР

(1945—1963); загранкомандировка, Индия (1961—1963); старший эксперт отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана СССР (1963—1977).

Имеет орден и медаль СССР.

Мишин Валентин Григорьевич (1927 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1961 г. Мастер по добыче, инженер, старший инженер, главный ин­ женер нефтяных предприятий Киргизской и Узбекской ССР (1946—1957); начальник отдела, главный инженер отдела Госплана РСФСР, СНХ РСФСР (1957—1965); главный инже­ нер Главнефтедобычи Миннефтепрома СССР (1965—1971); загранкомандировка, Индия (1971—1975); зам. директора ВНИИОЭНГ (1975—1981); начальник отдела, зам. началь­ ника, начальник Управления нефтяной и газовой промыш­ ленности Госплана РСФСР (1981—1992); зам. начальника Департамента Минэкономики РФ (1992 —наст. время). Имеет орден СССР и отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Мишин Александр Тимофеевич (1926 г. рожд.)

Оператор по добыче нефти, мастер, старший мастер подзем­ ного и капитального ремонта скважин (1953—1960); началь­ ник цеха добычи нефти НГДУ «Кунгурнеф ть» объединения «Пермнефть» (1960—1994).

Имеет ордена СССР.

Мищевич Виктор Ильич (1924 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1952 г., канд. техн. наук. Старший инженер, начальник участка, начальник производ-

306

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ственно-технического отдела, главный инженер контор буре­ ния треста «Альметьевбурнефть» (1952—1958); начальник отдела бурения Татарского СНХ (1958—1960); главный ин­ женер, управляющий трестом «Татбурнефть» (1960—1963); зам. начальника объединения «Татнефть» (1963—1965); на­ чальник Главного технического управления, одновременно — член коллегии Миннефтепрома (1965—1970); зам. Министра, первый зам. Министра нефтяной промышленности (1970— 1980); начальник отдела нефтяной и газовой промышленно­ сти Госплана РСФСР (1980—1983); начальник отдела, одно­ временно — член коллегии Госкомитета СССР по науке и технике (1983—1987).

Имеет ордена и медали СССР, дважды лауреат Государ­ ственной премии, Почетный нефтяник, Заслуженный деятель науки и техники.

Мнацаканов Александр Васильевич (1932 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г., канд. техн. наук. Верховой рабочий, бурильщик, буровой мастер, инженер, на­ чальник участка, главный инженер, директор конторы буре­ ния объединения «Грознефть» (1954—1965); главный инже­ нер, управляющий трестом разведочного бурения СевероКавказского СНХ (Ставропольский край) (1965—1966); зам. начальника объединения, зам. генерального директора ПО «Белоруснефть» (1966—1983); начальник Главного управле­ ния технологии бурения Мингазпрома СССР (1983—1988); директор ВНИИБТ и одновременно НПО «Буровая техника» (1988 — наст. время).

Имеет орден СССР, серебряные и бронзовые медали ВДНХ, отраслевые награды. Лауреат премий им. акад. И. М. Губ­ кина, лауреат премии Совета Министров СССР, Мингазпро­ ма СССР, Заслуженный работник нефтяной и газовой про­ мышленности РСФСР.

Мнацаканов Виктор Иванович (1913—1985 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1941 г. Техник-геолог Геолого-разведочного управления объединения «Азнефть» (1932—1935); служба в Советской Армии (1942— 1945); старший инженер, начальник площадки, и.о. главного инженера строительного управления Азтеруправления НКВД (1945—1948); начальник производственно-технического отде­ ла, главный инженер конторы по строительству морских

20*

307

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефтепромыслов, зам. начальника треста «Азморнефтестрои» (1948—1953); старший инженер, зам. начальника отдела ка­ питального строительства Главморнефти Миннефтепрома (1953—1954); работа на предприятиях других отраслей (1954—1960); главный специалист Отдела нефтяной и газо­ вой промышленности Госплана РСФСР (1960-1967); на­ чальник отдела планирования капитальных вложений, одно­ временно — зам.начальника Управления капитального строи­ тельства Миннефтепрома (1967—1975).

Имеет орден и медали СССР, в том числе медаль «За боевые заслуги», Почетный нефтяник.

Могилев Виктор Григорьевич (1946 г. рожд.)

Пермский нефтяной институт, 1966 г.

Бурильщик, буровой мастер (1966—1986); главный инженер Чернушинского УБР (1986 — наст. время).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды.

Мозгунов Александр Петрович (1929 г. рожд.)

Электромонтер по ремонту электрооборудования Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1952—1989).

Имеет ордена и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный энергетик РСФСР.

Моисеев Александр Михайлович (1947 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1971 г. Бурильщик, буровой мастер, начальник Районной инженер­ но-технологической службы, главный инженер, начальник Серноводского управления разведочного бурения объедине­ ния «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1971 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Моисеева Таисия Георгиевна (1940 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1963 г.

Инженер, старший инженер, и. о. руководителя группы ЦНИЛ объединения «Сахалиннефть»; старш. научный" сотрудник, заведующая группой анализа разработки нефтяных и газо-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вых месторождений СахалинНИПИнефтегаз (1963—1984); старший геолог лаборатории, ведущий геолог, ведущий инже­ нер, начальник группы нефтегазопромысловой геологии цеха комплексно-тематической экспедиции ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1984 — наст. время).

Мойса Нина Ивановна (1941 г. рожд.)

Одесский нефтяной техникум, 1964 г.

Разнорабочая СУ-2 треста «Укргазнефтестрой» (1958—1960); лаборант химлаборатории, заведующая лабораторией, дис­ петчер, инженер-диспетчер, инженер по товарно-транспорт­ ным операциям, старший диспетчер, начальник товарнотранспортного отдела Мичуринского управления нефтепро­ вода «Дружба» (1964 — наст. время).

Имеет медали СССР.

Мокичев Владимир Иванович (1934 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1957 г. Слесарь-инструментальщик, старший инженер ПТО, началь­ ник цеха крепления скважин конторы бурения № 6, зам. на­ чальника ПТО треста «Пермнефтеразведка» (1957—1962); зам. начальника, начальник отдела бурения скважин объеди­ нения «Пермнефть» (1962 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Мокроносов Михаил Николаевич (1931 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1960 г. Помощник бурильщика, инженер по технике безопасности, начальник участка, буровой мастер, старший инженер-техно- лог, начальник отдела, главный технолог нефтеразведки №3 Отделения буровых работ АО «Краснодарнефтегаз» (1950— наст, время).

Имеет серебряную медаль ВДНХ.

Моношкин Георгий Павлович (1931 г. рожд.)

Машинист крана Специализированной конторы материальнотехнического снабжения Главтюменнефтегаза (1966—1971); машинист крана-универсал Тюменской базы пронзводствен-

309

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

но-технического обслуживания и комплектации оборудова­ нием № 2 (1971-1991).

Имеет отраслевые награды.

Моргунов Александр Петрович (1930 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1953 г.

Старший геолог нефтепромысла треста «Ставропольнефть» (1953—1959); главный геолог НПУ «Чапаевскнефть», НПУ «Кинельнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1959—1969); начальник отдела, главный геолог объединения «Оренбургнефть» (1969—1991); главный специалист «ТрансЭКС» (1991 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Мордвинов Федор Васильевич (1929—1990 гг.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Мастер, старший инженер, начальник отдела, директор кон­ торы бурения НПУ «Абиннефть» объединения «Краснодарнефть» (1952—1963); начальник отдела бурения, зам. на­ чальника управления нефтегазовой промышленности СевероКавказского СНХ (1963—1965); главный технолог, началь­ ник отдела Главюгзападнефть, Главного технического управ­ ления Миннефтепрома СССР (1965—1990).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Морева Любовь Ивановна (1924—1995 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1946 г.

Старший геолог треста «Старогрознефть» (1947—1951); старший геолог, главный геолог промысла, начальник геоло­ гического отдела объединения «Сахалиннефть» (1951 — 1964); старший инженер, главный специалист Главного управления нефтяной и газовой промышленности СНХ РСФСР (1964— 1965); старший инженер, главный геолог Главного геологи­ ческого управления Миннефтепрома СССР (1965—1984).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Морев Борис Яковлевич (1919 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1947 г.

Инженер, начальник участка бурения, начальник отдела объ­ единения «Грознефть» (1947—1951); главный инженер, ди-

310

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ректор конторы бурения, зам. начальника объединения «Дальнефть», директор нефтепромысла Сабо; управляющий Сахалинским трестом геолого-разведочных работ, зам. на­ чальника объединения «Сахалиннефть» (1951 —1963); зам. начальника отдела треста «Союзбургаз», главный специа­ лист СНХ РСФСР, начальник отдела Главвостокнефтедобыча, начальник отдела Миннефтепрома СССР (1963—1972); зам. начальника объединения «Союзнефтебурмашремонт» (1972—1981).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Морозов Николай Михайлович (1927 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1950 г.

Буровой мастер треста «Тюменнефтегазразведка» (1950— 1960); начальник Тобольской, Нарыкарской нефтеразведок (1960); главный инженер Главтюменгеологии (1960—1965); начальник Вахской НРЭ (1965—1969); управляющий трес­ том «Норильскнефтегазразведка» (1969—1971); начальник Сургутской НГРЭ (1971 —1976); начальник объединения «Обьнефтегазгеология» (1976—1980); начальник Красноленинской НРЭ (1980—1984); заведующий лабораторией Сур­ гутского отделения ЗапСибБурНИПИ (1984—1995).

Имеет орден и медали СССР.

Морозов Алексей Куприянович (1926 г. рожд.)

Дизелист Нижневартовской экспедиции (1951—1959), Мегионской нефтеразведочной экспедиции (1959—1977), Мегионской вышкомонтажной конторы (1977—1981).

Имеет медаль СССР.

Морозов Борис Ермолаевич (1935 г. рожд.)

Всесоюзный заочный нефтяной техникум, 1962 г.

Буровой рабочий, бурильщик, помощник бурового мастера, буровой мастер, главный инженер Южно-Пясинской нефте­ разведочной экспедиции, начальник отдела, старший инженер по сложным работам, мастер по сложным работам треста «Красноярскнефтегазразведка» (1951 — 1982); главный инже­ нер Хатангской нефтегазоразведочной экспедиции ПГО«Енисейнефтегазгеология» (1982—1991).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

311

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Морозов Евгений Андреевич (1926 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1956 г.

Помощник бурильщика, буровой мастер, главный диспетчер, зам. директора, главный инженер, директор конторы буре­ ния, начальник Центральной инженерно-технологической службы, начальник Отрадненского УБР ПО «Куйбышевнефть» (1956—1986).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Мосейков Василий Алексеевич (1935 г. рожд.)

Московский геологоразведочный институт, 1963 г.

Трудовую деятельность начал в 1955 г. после окончания Киевского геологоразведочного техникума. Инженер, науч­ ный сотрудник Тульской комплексной тематической экспеди­ ции ЦНИГРИ (1963—1966); старший инженер Гомельского отдела ВНИИБТ (1967—1971); старший инженер, зам. на­ чальника, начальник отдела объединения «Белоруснефть» (1971—1983); начальник Белорусского УБР (1983—1988); главный экономист, зам. генерального директора (1988— 1994); с 1994 г. генеральный директор объединения «Бело­ руснефть».

Имеет отраслевые награды.

Мосейчук Николай Петрович (1935 г. рожд.)

Тбилисский нефтяной техникум, 1956 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер конторы бурения Жирновского НПУ (1956—1962); работа бурильщи­ ком в Индии (1962—1965); старший инженер, начальник участка Жирновской конторы бурения треста «Жирновскнефтегазразведка» (1965—1970); главный инженер, директор Тампонажного управления объединения «Нижневолжскнефть» (1970—1995); начальник цеха, управления «Нижневолжскбурнефть» АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1995 — наст, время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Москалева Тамара Михайловна (1932 г. рожд.)

Пермский государственный университет, 1956 г. Инженер-интерпретатор, старший геофизик ГГП «Печорагеофизика» (1956—1983).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

312

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Москальков Иван Порфирьевич (1904 г. рожд.)

Московский государственный университет, 1930 г. Участник Великой Отечественной войны.

Лаборант, научный сотрудник, старш. науч. сотрудник Мо­ сковского нефтяного института им. Губкина (1928—1935); старший инженер, начальник отдела, главный инженер про­ ектной конторы треста «Бензоскладстрой», проектной конто­ ры «Нефтепроводскладстрой» (1935—1937); начальник отде­ ла, технический руководитель спецпроектирования, зам. на­ чальника сектора проектного треста «Промстройпроект» (1937—1939); начальник отдела, зам. главного инженера, главный инженер проекта треста «Нефтепроводпроект» (1939—1951); главный инженер проекта Гипротранснефть (1951 —1958); главный инженер проекта, главный специалист Гипротрубопровода (1958—1984).

Имеет боевые ордена и медали, ордена и медали СССР, По­ четный нефтяник, Отличник газовой промышленности.

Мочальников Николай Иванович (1925 г. рожд.)

Герой Социалистического Труда. Участник Великой Отечественной войны.

Рабочий, бурильщик, буровой мастер Нефтегорского управ­ ления разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть» (1943—1981).

Имеет орден Отечественной войны, орден Ленина, другие ор­ дена и медали СССР, лауреат Государственной премии.

Мошонкин Михаил Степанович (1932 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1951 г.

Оператор-коллектор, вышкомонтажник, прораб вышкомон­

тажного цеха (1951 —1971); буровой

мастер Красновишер-

ского УРБ объединения «Пермнефть»

(1971 —1994).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Муганлинский Нурэддин Аббасович (1907—1968 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1931 г.

Работа

на предприятиях

г. Баку (1930—1941);

начальник

отдела,

главный инженер

треста «Башнефтеразведка»

(1941 — 1947);

начальник

отдела бурения,

зам.

начальника

отдела,

зам.

начальника

ПО

«Башнефть»

(1947—1967).

313

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники Башкирии, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Мулица Иосиф Станиславович (1931 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1956 г.

Трудовую деятельность начал в объединении «Татнефть», пройдя путь от мастера по добыче нефти до зам. начальника НПУ «Азнакаевскнефть» (1956—1968); главный инженер НГДУ «Актюбанефть» (1968—1971); главный инженер (1971—1975), генеральный директор объединения «Белоруснефть» (1975—1992).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас­ левые награды, Почетный нефтяник.

Муллакаев Наиль Камалович (1929 г. рожд.)

Казанский финансово-экономический институт, 1973 г. Директор Альметьевского завода по производству глинопорошка (1967—1993).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Мунасыпов Миннигаффан Хайруллович (1929 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1954 г.

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, буро­ вой мастер, инженер, старший инженер участка, директор конторы бурения, главный инженер конторы бурения в НГДУ «Ишимбайнефть», Ишимбайского УБР (1954—1957); началь­ ник Ишимбайского УБР (1957—1990).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Муравленко Виктор Иванович (1912—1977 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1936 г. Герой Социалистического Труда.

Помощник моториста, моторист, бурильщик треста «Грознефтеразведка» (1928—1932); начальник буровой, директор конторы бурения треста «Сызраньнефть» (1937—1940); ди­ ректор Эхабинской конторы бурения треста «Сахалиннефть» (1940—1945); управляющий трестом «Ставропольнефть», начальник объединения «Куйбышевнефть» (1945—1963); на-

314

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чальник Управления нефтяной и газовой промышленности Средне-Волжского СНХ (1963—1965); начальник Главтюменнефтегаза (1965—1977).

Имеет ордена и медали СССР, среди них четыре ордена Ленина, отраслевые награды, лауреат Ленинской премии, лауреат Государственной премии.

Мурадов Михаил Павлович (1936 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1959 г.

Мастер цеха, инженер-конструктор цеха НПУ «Альметьевнефть» (1959—1962); старший инженер треста «Альметьевбурнефть» (1962—1966); главный технолог отдела, главный инженер Управления геологии Армянской ССР (1966—1972); старший научный сотрудник ВНИИКРнефти (1972—1972); главный технолог, начальник технологического отдела, зам' начальника Управления по бурению Миннефтепрома (1978— 1991); зам. директора Департамента бурения НК «Роснефть» (1991—наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Муратов Жаудат Латыпович (1928 г. рожд.)

Герой Социалистического Труда. Сахалинский нефтяной техникум, 1964 г.

Бурильщик, буровой мастер, старший инженер, начальник Северо-Сахалинской геологоразведочной экспедиции, дирек­ тор конторы разведочного бурения Северо-Сахалинского УБР; начальник Центральной инженеро-технологической службы производственного объединения «Сахалинбургазразведка»; ведущий инженер производственного объединения «Сахалинморнефтегаз» (1950—1988).

Имеет отраслевые награды.

Мусихин Иван Сергеевич (1919 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Старший диспетчер Никитовского товарно-транспортного агентства треста «Союзнефтепровод» (1947—1950); директор наливной станции «Трудовая» Никитовского товарно-транс­ портного агентства треста «Союзнефтепровод» (1950—1951), наливной станции «Челябинск» управления по эксплуатации магистрального бензопровода «Уфа—Челябинск» (1951 — 1955); начальник нефтеперекачивающей станции «Суслово»

315

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1955—1957); начальник Челябинского районного нефтепроводного управления (1957—1982).

Имеет боевые награды, ордена СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Мусский Анатолий Яковлевич (1930 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1953 г.

Инженер, старший инженер, начальник участка бурения, главный инженер конторы разведочного бурения треста «Татбурнефть», треста «Татнефтегазразведка» (1953—1969); главный инженер контракта в Сирии (1969—1972); зам. ге­ нерального директора по бурению объединения «Удмуртнефть» (1972—1990).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный неф­ тяник Удмуртской Республики.

Мустафин Камиль Абдуллович (1937 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1961 г.

Чертежник, техник, старший техник, геофизик, начальник партии ВНИИгеофизики, старший геофизик треста «Волгограднефтегеофизика» (1957—1970); командировка в Египет (1970—1972); старший геофизик, начальник партии, началь­ ник планового отдела, главный экономист треста «Волгограднефтегеофизика» (1972—1979); начальник отдела Управле­ ния промысловой и полевой геофизики, начальник отдела, зам. начальника Главного планово-экономического управле­ ния Миннефтепрома СССР (1979—1991); зам. генерального директора Ассоциации «Нефтегеофизика» (1991 — 1993); ди­ ректор Департамента ГП «Роснефть» (1993 —наст, время). Имеет медали СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник.

Мухаметзянов Ревал Нурлыгаянович (1934 г. рожд.)

Рязанский государственный университет, 1961 г., канд. гео­ лого-минералогических наук.

Техник-геолог, старший геолог треста «Татнефтегазразвед­ ка» (1961 — 1966); старший геолог, начальник отдела, глав­ ный геолог НПУ «Мегионнефть» (1966—1977)- главный геолог, начальник отдела АО (ПО) «Нижневартовскнефтегаз» (1977-1985); главный геолог, зам. генерального директора ПО «Ноябрьскнефтегаз» (1985-1995); исполнительный ди-

316

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ректор, первый вице-президент АО «СИДАНКО» (1995 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный геолог РСФСР.

Мухаметов Рустам Назипович (1938 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1960 г.

Инженер, старший инженер технадзора Дирекции строящих­ ся Северо-Западных магистральных трубопроводов Главнефтеснаба РСФСР (1960—1967); и.о. начальника, старший инженер Рязанской нефтеперекачивающей станции Главнефтеснаба РСФСР (1967—1969); главный инженер, дирек­ тор строящихся магистральных трубопроводов Главнефтеснаба РСФСР (1969—1977); работа в Монгольской Народ­ ной республике (1977—1978); зам. главного инженера треста «Нефтегазстрой»; зам. начальника Московского управления Госкомнефтепродуктов РСФСР (1978—1981); главный инже­ нер управления строительства в Афганистане (1981 — 1982); главный технолог, начальник отдела, руководитель сектора Миннефтегазстроя СССР, начальник отдела Государственно­ го концерна «Нефтегазстрой», главный специалист департа­ мента инвестиций АО РТСБ «Топливно-энергетической бир­ жи» (1982—1992); зам. генерального директора АО «Россий­ ская инновационная топливно-энергетическая компания» (АО РИТЭК) (1992 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный работник Миннефте­ газстроя, серебряная медаль ВДНХ.

Мухамедов Ибрагим Заимдинович (1910 г. рожд.)

В нефтяной промышленности начал работать с 1930 г. По­ мощник бурильщика, бурильщик Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1953—1965). Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас­ левые награды.

Мухарский Энвер Давыдович (1928 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1951 г., докт. техн. наук, про­ фессор, академик Академии геологических наук РФ, членкорреспондент Российской Академии естественных наук.

Мл. научный сотрудник УфНИИ (1952—1954); аспирант Московского нефтяного института, мл. научный сотрудник

317

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ВНИЙнефть (1954—1959); руководитель лаборатории ТатНИИ, заведующий отделом ТатНИПИнефть (1959—1978); заведующий лабораторией, заведующий отделом Всероссий­ ского научно-исследовательского института комплексных топливно-энергетических проблем (ВНИИК.ТЭП) при Гос­ плане СССР (1978—1994); зам. генерального директора АО «Российская инновационная топливно-энергетическая компа­ ния» (АО РИТЭК) (1994 —наст. время).

Имеет орден, медали СССР, отраслевые награды.

Мухер Анатолий Александрович (19181991 гг.)

Одесский механический техникум, 1938 г., Всесоюзный заоч­ ный политехнический институт, 1962 г.

Участник Великой Отечественной войны.

Техник, инженер-радиотехник, начальник спецпартии, техно­ рук опытных промыслово-геофизических партий, начальник экспедиции НИГГР (1946—1956); консультант по вопросам каротажа в КНР (1956—1959); главный геофизик, начальник отдела геофизических исследований скважин Управления геофизических работ Мингео РСФСР (1959—1971); началь­ ник отдела промысловой геофизики Миннефтепрома СССР

(1971—1986).

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Мухин Николай Данилович (1927 г. рожд.)

Герой Социалистического Труда. Сызранский нефтяной техникум, 1949 г.

Бурильщик, буровой мастер, старший инженер треста «Чапаевскнефть» (1950—1953); директор Похвистневской конто­ ры бурения, начальник участка Серноводской конторы буре­ ния (1953—1960); буровой мастер Чубовской конторы буре­ ния треста буровых работ № 2 (1960—1963), с 1963 г. до ухода на пенсию — буровой мастер треста «Куйбышевнефтеразведка» объединения «Куйбышевнефть».

Имеет ордена СССР, отраслевые награды.

Мушников Борис Иустинович (1929 г. рожд.)

Уфимский разведочный техникум, 1950 г.

Работал в Молотовской геофизической конторе разведок, Пентинской экспедиции, тресте «Пермнефтегеофизика», тре-

318

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

сте «Геофизнефтеуглеразведка» в должностях: техник-опера­ тор, инженероператор, техник-геофизик, начальник сейсмопартии (1950—1959); начальник Западно-Сибирской экспе­ диции, зам. главного инженера, старший инженер по буро­ взрывным работам Департамента полевых работ Тюменнефтегеофизики (1965 — по наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Мыльников Герман Васильевич (1908 г. рожд.)

Ленинградский машиностроительный институт, 1930 г., канд. техн. наук.

Директор завода № 424 Наркомнефти (1941—1944); главный инженер Главнефтемаш, директор Гипронефтемаш, началь­ ник Главнефтезаводов, Главнефтеоборудования (1944—1957); председатель Тамбовского СНХ (1957—1962); зам. началь­ ника управления Госплана СССР, зам. Председателя Гос­ снаба СССР, начальник Управления СНХ СССР (1962— 1988).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Набережнова Лариса Владимировна (1938 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1960 г.

Машинист Михайловской нефтеперекачивающей станции, инженер, старший инженер, руководитель группы, главный инженер проекта ТатНИПИнефть (1960—1973); начальник лаборатории технической экспертизы проектов и смет ЦНИЛ объединения «Куйбышевнефть» (1973—1975); главный тех­ нолог, начальник отдела Управления экспертизы проектов и смет Миннефтепрома СССР (1975—1987); начальник отдела объединения «Тенгизнефтегаз» (1987—1990); инженер Главтранснефти (1990—1991).

Имеет отраслевые награды.

Набиуллин Риф Мияссарович (1934 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1957 г.

Помощник бурильщика, буровой мастер, старший инженер, начальник участка, начальник цеха, главный инженер КанДринской конторы бурения треста «Башзападнефтеразведка» (1957—1981); начальник Уфимского УБР (1981—наст. вре­ мя).

319

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, За­ служенный нефтяник Башкирии.

Нагибина Эйгина Леонтьевна (1940 г. рожд.)

Помощник товарного оператора Омского приемо-сдаточного пункта Петропавловского районного нефтепроводного управ­ ления (1964—1967); оператор товарный Омского отделения Дирекции строящихся трубопроводов Западной и СевероЗападной Сибири (1967—1968), Омского приемо-сдаточного пункта Тобольского (1968—1976), Ишимского районных нефтепроводных управлений (1976 — наст. время).

Имеет ордена Трудовой Славы II и III степени и медаль

СССР.

Наговицын Николай Васильевич (1933 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1957 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, мастер, инженер Полазненской конторы бурения, Майкорской, Соликамской нефте­ разведок (1957—1971); инженер, начальник Красновишерского УБР объединения «Пермнефть» (1971 — 1994).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Надеин Владимир Александрович (1937 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1959 г.

Слесарь, инженер, старший инженер отдела объединения «Азнефть» (1959—1966); старший инженер, начальник отдела_Технического управления Миннефтепрома АзССР (1966— 1970); командировка в Англию (1970—1972); главный техно­ лог, зам. начальника Управления по автоматизации Миннеф­

тепрома СССР

(1972—1991); технический директор СП

«СЖС Совэнергодиагностика» (1991—наст. время).

Имеет отраслевые

награды.

Назаретов Михаил Богданович (1912 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1936 г., канд. техн. наук. Участник Великой Отечественной войны.

Старший инженер, главный инженер НПУ, зам. начальника отдела треста «Грознефть» (1937—1944); зам. секретаря,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

секретарь, заведующий отделом тяжелой промышленности Горкома КПСС, Чечено-Ингушского обкома КПСС (1944—

1950);

главный

инженер — зам.

управляющего

трестом

«Октябрьскнефть»

объединения

«Грознефть»

(1950—1953);

командировка

в

Венгрию,

Австрию

(1953—1955);

глав­

ный инженер

Грозненского

НИИ,

начальник

управления

Северо-Кавказского

СНХ,

начальник

объединения

«Гроз­

нефть»

(1955—1965);

зам. начальника

Главного

техническо­

го управления Миннефтепрома СССР (1965-1979).

 

Имеет

боевые

награды, в том

числе

орден Отечественной

войны II степени, ордена и медали СССР, отраслевые награ­ ды. Заслуженный работник нефтяной и химической промыш­ ленности" Чечено-Ингушской АССР, Заслуженный деятель науки и техники Чечено-Ингушской АССР, Почетный нефтя­ ник.

Назаров Дмитрий Тихонович (1919—1970 гг.)

Московский нефтяной институт, 1943 г.

Мастер по добыче нефти, старший инженер промысла треста «Ишимбайнефть» (1943-1949); начальник промыслового управления «Совзагранимущества» в Венгрии (1949—1954); начальник НПУ «Бугурусланнефть» (1954-1959); начальник Управления нефтяной, газовой и химической промышленно­ сти Оренбургского СНХ, начальник объединения «Оренбургнефть» (1959—1964); зам. начальника Управления СреднеВолжского СНХ (1964-1966); руководитель отдела главный инженер, директор КуйбышевНИИНП (ВНИИТнефть)

(1966—1970).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Назаров Игорь Васильевич (1930 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1953 г., канд. техн.

Буровой мастер, технолог, начальник участка конторы буре­ ния, начальник отдела объединения «Куибышевнефть» (1953-1971); начальник отдела Управления внешних связей зам. начальника Управления охраны труда Миннефтепрома (1971-1987)- ведущий инженер ВНИИОЭНГ (1987-1990). Имеет медаль СССР, отраслевые награды. Заслуженный раЦионализатор РСФСР.

21-500

321

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Назаргалеев Мухтар Бахтиганеевич (1930—1990 гг.)

Московский нефтяной институт, 1962 г.

Работа в конторе бурения треста «Ишимбайнефть», Игримской конторе бурения, пройдя путь от бурового рабочего до бурового мастера, начальника ЦНИПР, отдела, зам. началь­ ника БПО (1949—1973); зам. начальника, начальник Цен­ тральной инженерно-технологической службы НГДУ «Сургутнефть» (1973—1980); начальник НГДУ «Лянторнефть» (1980—1990).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Назимков Геннадий Дмитриевич (1933 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1957 г., канд. геологоминералогических наук.

Геолог, старший геолог, начальник партий треста «Минусиннефтеразведка», Красноярской КРБ (1957—1968); главный геолог Южно-Пясинской нефтеразведочной экспедиции (1968—1975); заведующий сектором, ведущий научный со­ трудник СНИИГГиМС, Красноярского отделения СНИИГГиМС, Красноярского НИИ геологии и минерального сырья (1975 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Накаряков Василий Дмитриевич (1930 г. рожд.)

Пермский государственный университет, 1953 г., канд. гео­ лого-минералогических наук.

Старший инженер, начальник геологического отдела, стар­ ший геолог, главный геолог треста «Минусинскнефтегазразведка» (1953—1962); старший геолог конторы разведочного бурения, главный геолог Южно-Пясинской нефтеразведочной экспедиции, главный геолог Красноярской конторы разве­ дочного бурения, главный геолог, начальник Нижне-Енисеи- ской нефтегазоразведочной экспедиции, главный геолог тре­ ста «Норильскнефтегазразведка», треста «Красноярскнефтегазразведка», генеральный директор ГГП «Енисейнефтегазгеология» (1962—1995); в наст. время — ведущий инженер по новым структурам Финансового управления АООТ «Енисейнефтегаз».

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

322

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Наконечный Николай Иванович (1941 г. рожд.)

Украинский институт инженеров водного хозяйства, 1963 г. Мастер, прораб, старший прораб Киевского специализиро­ ванного управления, главный инженер ПМК-63 треста «Житомирсельстрой» (1963—1974); главный инженер, начальник Строительного управления, зам. управляющего, главный ин­ женер треста «Мегионнефтепромстрой» (1974—1981); глав­ ный инженер Главтюменнефтегазстроя, начальник Главного территориального распорядительного управления по Запад­ ной Сибири, член коллегии Миннефтегазстроя (1981 — 1990); зам. Министра нефтяной и газовой промышленности СССР

(1990—1991); исполнительный директор нефтяного концерна «Лангепасурайкогалымнефть», генеральный директор ТОО «Аспект» (1992—1993); директор Управления капитального строительства, член Правления АО «Росшельф» (1993 наст, время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды Почет­ ный нефтяник, лауреат премии Совета Министров СССР.

Налобин Владимир Алексеевич (1935 г. рожд.)

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего (1953 1962); слесарь механического цеха Шухтунгуртскои партии глубокого бурения (1962-1966); помощник бурильщика, слесарь бурового оборудования Вахской нефтегазоразведочной экспедиции (1966—1995).

Имеет медаль СССР.

Намиот Абрам Юдельевич (1918 г. рожд.)

Московский Государственный университет, 1941 г., Военная Академия химической защиты, 1941 г., докт. химических

наук, профессор.

Участник Великой Отечественной воины.

Старш. научный сотрудник, руководитель лаборатории, ру­ ководитель сектора, ведущий научный сотрудник ВНИИнефть (1947—1994); советник генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 —наст. время).

Имеет боевые и отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РФ.

о ..

323

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Недилюк Леонтий Порфирьевич (1942 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1965 г.

Старший техник-оператор, геофизик, старший геофизик, ру­ ководитель группы Молдавской геофизической экспедиции (1966—1969); старший геофизик, главный геофизик сейсми­ ческой партии, главный геофизик экспедиции треста «Днепрогеофизика» (1969—1976); старший геофизик, главный геофизик Воркутинской экспедиции, начальник тематической партии ГГП «Печорагеофизика» (1976 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Незямзинов Владимир Шакирович (1949 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1968 г.

Оператор по добыче нефти и газа в Заволжском НПУ, НГДУ «Первомайнефть», «Повхнефть» (1968—1973, 1984—1986);

инженер-технолог, мастер по добыче нефти и газа в НГДУ «Первомайнефть», «Ватьеганнефть» объединения «Башнефть» (1973—1984, 1986 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Неклюдов Владимир Иванович (1937 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1960 г. Помощник бурильщика, инженер участка бурения треста «Войвожнефтегазразведка» (1960—1961); прораб, старший инженер, начальник ПТО, главный инженер, директор выш­ комонтажной конторы, начальник НРЭ № 1 Ухтинского тер­ риториального геологического управления (1961—1974); зам. генерального директора ГГП «Ухтанефтегазгеология» (1974—1984); начальник Советской экспедиции в Эфиопии (1984—1989).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник народного хозяйства Коми АССР.

Некрасов Алексей Михайлович (1933—1968 гг.)

Герой Социалистического труда.

Буровой рабочий, верховой, помощник бурильщика, буриль­ щик Лобановской нефтеразведки (1949—1965); буровой мас­ тер Осинского УБР объединения «Пермнефть»' (1965—1967). Имеет орден Ленина, медали СССР.

324

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Некрасов Сергей Сергеевич (1920 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1956 г. Заведующий мастерской, главный механик, главный инже­ нер, начальник вышкомонтажной конторы ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1956—1984).

Имеет ордена СССР, в том числе Серебряный Крест ПНР.

Некрасов Михаил Лукьянович (1929 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1965 г.

Моторист нефтепромысла объединения «Укрнефть», механик, старший механик Правобережного нефтепромысла, конторы бурения объединения «Старогрознефть» (1948—1955); кон­ сультант в Китае (1955—1957), главный механик треста «Грознефтеразведка» (1957—1969); главный инженер кон­ тракта в Индии (1969—1971); главный механик Грозненско­ го УБР, начальник Военизированной части по предупрежде­ нию и ликвидации открытых нефтегазовых фонтанов СевероКавказского промышленного района (1972—1993); началь­ ник отдела объединения «Фонтанная безопасность», главный технолог Департамента по экологической и промышленной безопасности ГП «Роснефть» (1993 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Заслуженный рационализатор ЧИ АССР, Почетный нефтяник.

Непоклонов Евгений Львович (1941 — 1993 гг.)

Горьковский автомобильный дорожный техникум, 1971 г. Водитель, старшин механик автоколонны, начальник отдела Автотранспортной конторы (АТК), начальник автоколонны, главный инженер Безенчукской АТК (1959—1975); главный инженер, начальник Ижевского управления технологическо­ го транспорта объединения «Удмуртнефть» (1975—1993). Имеет отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Удмурт­ ской Республики.

Несмеянов Владимир Иванович (1939 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1965 г.

Помощник оператора, оператор по добыче нефти и газа по­ мощник бурильщика, помощник мастера, мастер Н П У «Чем-

.

325

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

кентнефть» (1957—1960), (1964 — 1967); старший инженер технического отдела объединения «Туркменнефть» (1967— 1968); оператор по добыче нефти и газа, мастер по капиталь­ ному ремонту скважин НПУ «Старогрознефть» (1968—1969); старший инженер, начальник отдела технического снабже­ ния, начальник БПО, зам. начальника по общим вопросам Сургутской нефтеразведочной экспедиции (1969—1980); зам. генерального директора по общим вопросам Обского произ­ водственно-геологического объединения (1980—1986); зам. генерального директора, главный специалист по охране окру­ жающей среды АООТ «Мегионнефтегазгеология» (1986 — наст. время).

Имеет медали СССР.

Нестеров Георгий Иванович (1933 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1956 г.

Помощник бурильщика, буровой мастер, старший инженер участка бурения, отдела треста «Первомайбурнефть» объеди­ нения «Куйбышевнефть» (1956—1964); старший инженер Управления по бурению Госкомнефтедобычи Миннефтепрома СССР (1964—1970); работа в Алжире (1970—1974); за­ ведующий группой ВНИИЭМС Мингео СССР (1974—1975); главный технолог Главного управления по бурению Миниефтепрома СССР (1975—1991); ведущий инженер, главный технолог Департамента бурения скважин корпорации «Роснефтегаз», ГП «Роснефть» (1991—наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Нестеров Виктор Иванович (1937 г. рожд.)

Куйбышевский сельскохозяйственный институт, 1960 г., Мос­ ковский нефтяной институт, 1966 г., Академия народного хозяйства, 1980 г.

Мастер ремонтно-механических мастерских, прораб, старший прораб участка Специализированного управления № 1 треста «Нефтепроводмонтаж» Главгаза (1960—1963); старший инженер нефтеперекачивающей станции «Лопатино» Куйбы­ шевского управления нефтепроводами «Дружба» (19631966); загранкомандировка, ПНР (1966—1969); зам. началь­ ника, начальник Полоцкого управления нефтепроводами «Дружба» (1969—1975); начальник Управления магистраль­ ными нефтепроводами Западной и Северо-Западной Сибири (1975—1978); зам. начальника, первый зам. начальника

326

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

управления «Главтранснефть» (1980—1987); старший специ­ алист отдела развития топливно-энергетического комплекса, главный специалист сводного отдела экономического регули­ рования и прогнозов Государственной топливно-энергетиче­ ской комиссии аппарата Бюро СМ СССР (1987—1992); на­ чальник пункта сдачи нефти в Республике Польша АК «Транснефть» (1992 —наст. время).

Имеет орден СССР.

Нестеров Павел Иванович (1931 — 1992 гг.)

Трудовую деятельность начал в 1949 г. верховым рабочим. Помощник бурильщика, бурильщик Пойтучанской конторы бурения треста «Бугурусланнефть», конторы разведочного бурения «Чкаловнефтегазразведка», Большекинельской экс­ педиции Оренбургского геологического управления (1949— 1969); буровой мастер, начальник буровой Вологодской нефтегазоразведочной экспедиции (1969—1973); бурильщик, буровой мастер, мастер по сложным работам Эвенкийской нефтегазоразведочной экспедиции ГГП «Енисейнефтегазгеология» (1973—1992).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Нечаев Александр Юрьевич (1928 г. рожд.)

Одесский электротехнический институт связи, 1955 г. Инженер связи Уфимского отделения связи Государствен­ ной союзной конторы связи Миннефтепрома (19э5—1957), старший инженер, начальник монтажного цеха, главный ин­ женер, и.о. начальника Рязанских ремонтно-монтажных мастерских (1957-1972); директор филиала АО «Связьтранснефть» - Рязанского опытного электромеханического завода (1972-1975); генеральный директор АО «Связьтранснефть» (1975 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, золотую и серебряную меда­ ли ВДНХ, отраслевые награды, Почетный радист.

Никашин Эдуард Серафимович (1934 г. рожд.)

 

Ленинградский горный институт, 1958 г

г

Геофизик, старший геофизик, главный геофизик партии Степ­

ной экспедиции начальник Тематической партии

Космоде­

мьянской Центральной и Опытно-методической экспедиции

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

треста «Ярославнефгегазразведка» ПГО «Волгокамскгеология» и ГНПП «Недра» (1958 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Никитенко Николай Сидорович (1912—1991 гг.)

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, стар­ ший мастер, начальник цеха, директор нефтепромысла объ­ единения «Сахалиннефть» (1930—1939); студент Азпромакадемии им. Кирова (1939—1941); директор нефтепромысла, директор конторы бурения № 1 объединения «Сахалиннефть» (1941 —1952); директор конторы бурения № 1 треста «Татбурнефть» (1952—1964); директор конторы бурения № 1 треста «Бузулукбурнефть», зам. начальника Вышкомонтаж­ ной конторы объединения «Оренбургнефть» (1964—1983).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медаль СССР, отрас­ левые награды.

Никитенко Юрий Николаевич (1949 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1972 г.

Электромонтер НГДУ «Аксаковнефть» (1966—1968); буриль­ щик, старший инженер ПТО, начальник ПТО, начальник ЦИТС, главный инженер Белебеевского УБР (1974—1995); главный инженер Белебеевской экспедиции глубокого буре­ ния Туймазинского УБР объединения «Башнефть» (1995 — наст. время).

Никитин Борис Александрович (1940 г. рожд.)

Саратовский нефтяной техникум, 1958 г., Московский нефтя­ ной институт, 1966 г., канд. техн. наук.

Помощник бурильщика Елшанокурдюмской конторы буре­ ния объединения «Саратовнефтегаз» (1958—1959); буриль­ щик, помощник бурового мастера Некрасовской нефтераз­ ведки, буровой мастер, старший инженер отдела, начальник нефтеразведки треста «Дальнефтеразведка», начальник от­ дела объединения «Сахалиннефть» (1959—1961, 1966—1976); начальник Усинского, Возейского УБР, управляющий Усинским трестом буровых работ, зам. генерального директора по бурению объединения «Коминефть» (1976—1981); генераль­ ный директор производственного геологического объединения «Ухтанефтегазгеология» Министерства геологии РСФСР (1981 — 1985); зам. Министра Министерства геологии РСФСР, зам. начальника Главного управления по разведке и разра-

328

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ботке морских месторождений нефти и газа, зам. Министра, первый зам. Министра Миннефтепрома СССР, вице-прези­ дент корпорации «Роснефтегаз» (1985—1993); член Правле­ ния РАО «Газпром», председатель Правления — генеральный директор АО «Росшельф» (1993 —наст. время), Президент Ассоциации буровых подрядчиков (1992 — наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник народного хозяйства Коми АССР, Почетный нефтя­ ник.

Никишин Александр Алексеевич (1895—1939 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1932 г.

Рабочий мехмастерских нефтепромысла (1910—1917); заве­ дующий орготделом, секретарь, председатель Азербайджан­ ского отдела Совета профсоюза горнорабочих (1921 — 1928); ректор Азербайджанского политехнического и нефтяного ин­ ститутов (1928—1932); зам. директора, директор НГРИ (1932—1935); зам. директора, директор Московского нефтя­ ного института (1935—1938). Организатор высшего нефтяно­ го образования в стране.

Награжден орденом СССР.

Никишов Петр Михайлович (1930 г. рожд.)

Буровой рабочий, буровой мастер ГГП «Печорагеофизика» (1959—1991).

Имеет орден СССР.

Никифоров Юлий Спиридонович (1930—1994 гг.)

Днепропетровский горный институт, 1955 г.

Геолог, начальник партии, начальник Ненецкой ГРЭ треста «Печорауглеразведка» (1955—1964); главный инженер, на­ чальник Печорской геолого-поисковой экспедиции Ухтинско­ го территориального геологического управления (1964— 1969); старший инженер ПТО Печорской геолого-поисковой экспедиции (1969—1973); начальник партии структурно-поис­ кового бурения Печорской геолого-поисковой экспедиции, начальник НРЭ № 2 ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1973— 1987).

Имеет орден СССР.

329

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Николаев Борис Алексеевич (1933 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г.

Инженер, старший инженер, главный инженер проекта, зам. начальника, начальник отдела Гипровостокнефть (1956 1970); начальник отдела, зам. начальника Главного управле­ ния проектирования и капитального строительства Миннефтепрома СССР (1970—1991); зам. директора Департамента капитального строительства корпорации «Роснефтегаз», ГП «Роснефть» (1991 — 1994); зам. начальника Главного управ­ ления нефтяной компании АО «СИДАНКО» (1994 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

Николаев Владимир Михайлович (19361987 гг.)

Ленинградский приборостроительный техникум, 1958 г., Ле­ нинградский горный институт, 1974 г.

Начальник отряда, старший геофизик, заведующий лабора­ торией, начальник партии ГГП «Печорагеофизика» (1960 1987).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник народ­ ного хозяйства Коми АССР.

Николаев Владимир Александрович (1938 г. рожд.)

Казанский Государственный университет, 1961 г.

Геолог, старший инженер, начальник лаборатории, зам. на­ чальника геологического отдела, начальник отдела НГДУ «Альметьевнефть» объединения «Татнефть» (1961—1980); зам. заведующего отделом Татарского обкома КПСС (1980 1982); зам. начальника Геологического управления Миннефтепрома (1982—1986); старший референт, заведующий сектором Бюро топливно-энергетической комиссии СМ СССР

(1986—1991); главный специалист Роснефтегаза (1991 1992); начальник отдела АО «ЛУКойл» (1992 —наст. вре­ мя).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Николаев Владимир Иванович (1928—1992 гг.)

Владивостокское Высшее инженерно-морское училище,

330

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кочегар, механик, старший машинист Ленморагентства, Главсевморпутн, Архангельского морского пароходства; ме­ ханик буксира «Дальнефть», старший механик, старший инженер треста «Дальтехснабнефть» объединения «Сахалиннефть» (1944—1967); старший инженер, зам. начальника Транспортного управления Миннефтепрома (1967—1991).

Имеет орден СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник, Заслуженный работник транспорта РСФСР.

Николаевский Николай Матвеевич (1907—1996 гг.)

Московский нефтяной институт, 1930 г., докт. экономических наук, профессор.

Инженер-экономист, начальник отдела НГДУ «Азнефть» (1930—1932); старш. научный сотрудник Института экономи­ ки АН СССР (1933—1938); начальник отдела Госплана

СССР (1938—1947); старш. научный сотрудник, начальник отдела, ведущий научный сотрудник ВНИИнефть (1947— 1989).

Имеет медали СССР, лауреат Государственной премии.

Никулина Людмила Ивановна (1938 г. рожд.)

Московский всесоюзный заочный политехнический институт, 1964 г.

Лаборант научно-исследовательской лаборатории Жирновского НПУ (1957—1965); инженер-геолог геологического от­ дела Сургутской НГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1965 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Никулин Арий Викторович (1931 г. рожд.)

Казанский Государственный университет, 1954 г., канд. гео­ лого-минералогических наук.

Старший инженер лаборатории поиска и разведки ТатНИИ (1957—1960); начальник лаборатории методики поисков и разведки Камского филиала ВНИГРИ (1960—1966); дирек­ тор ВНИГРИ (1966—1971); зам. директора ПермНИПИнефть (1971 — 1993).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

331

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нифантов Иван Перфирьевич (1904 — 1991 гг.)

Азербайджанская нефтяная промышленная академия, 1937 г. Бурильщик, инженер группы бурения треста «Уралнефть» (1929—1933); директор Вожгальской нефтеразведки треста Прикамнефть» (1937—1939); управляющий Казахстаннефтекомбината, трестами «Краснокамскнефть», «Туймазанефть» (1939—1953); заведующий нефтепромыслом треста «Туйма­ занефть» (1953—1963).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе два ордена Ле­ нина, отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслужен­ ный нефтяник Башкирии.

Нишев Николай Дмитриевич (1935 г. рожд.)

Саратовский нефтяной техникум, 1956 г.

Главный механик Панкрушихинской нефтебазы (1956— 1958); слесарь, мастер электрохозяйства, механик, старший инженер по технадзору за строительством нефтепроводов конторы перекачки нефти и газа Ухтинского комбината (1959—1965); начальник производственно-технического отде­ ла, главный инженер Дирекции «Стройнефтегаз» объедине­ ния «Коминефть» (1965—1973); начальник производственнотехнического отдела, главный технолог, начальник отдела капитального строительства АООТ «Северные магистраль­ ные нефтепроводы» (1973 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Новиков Анатолий Александрович (1939 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1961 г., Академия народного хозяйства СССР, 1981 г., канд. геолого-минералогических наук.

Коллектор участка КРБ № 3 треста «Волгограднефтегазразведка» (1961 — 1969); начальник геологического отдела, глав­ ный геолог — зам. генерального директора ПО «Нижневолжскнефть» (1969—1979); слушатель Академии народного хозяйства СССР (1979—1981); зам. начальника Главного управления геолого-разведочных работ и разработки место­ рождений Миннефтепрома СССР (1981 — 1990); генеральный директор ПО «Нижневолжскнефть», АО «ЛУКойл-Нижне- волжскнефть» (1990 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный геолог РФ, Почетный разведчик недр.

332

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Новиков Иван Тимофеевич (1930 г. рожд.)

Бурильщик, слесарь, оператор ПО «Нижневолжскнефть» (1951 — 1970); старшина Волгоградского военизированного отряда (1970—1991).

Имеет медаль СССР.

Новицкий Юрий Васильевич (1925 г. рожд.)

Днепропетровский горный институт, 1955 г.

Начальник смены, главный механик, главный инженер, ди­ ректор, начальник технического отдела Ильского завода «Утяжелитель» (1955—1992).

Имеет орден и медали СССР, Почетный нефтяник, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Новичков Валентин Андреевич (1927 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1952 г.

Старший геолог участка конторы бурения № 1 объединения «Сахалиннефть», главный геолог конторы бурения, началь­ ник геологического отдела треста «Ярославнефтегазразведка», начальник экспедиции ГНПП «Недра» (1952 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный гео­ лог РСФСР.

Новохатский Михаил Иванович (1945 г. рожд.)

Архангельский лесотехнический институт, 1984 г. Помощник бурильщика Коробковской конторы бурения «Волгограднефтегаз», помощник оператора Жирновского НПУ объединения «Нижневолжскнефть», машинист Варандейской НРЭ, и.о. начальника тампонажного цеха Мезен­ ской НРЭ, начальник АТЦ Амдерменской НРЭ (1963—1980); инженер, начальник цеха крепления скважин, машинист-ди­ зелист ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1980 — наст. вре­ мя).

Новохатский Дмитрий Федорович (1930 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г., докт. техн. наук. Старший буровой мастер, старший прораб буровых работ (1954—1958); инженер, старший инженер, старш. научный

333

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

сотрудник лаборатории Ставропольского филиала ГрозНИИ (1958—1965); старш. научный сотрудник, заведующий сек­ тором, заведующий отделом (1965—1977); работа в Алжире (1977—1979); заведующий сектором, отделом ВНИИКРнефть (1979—1983); заведующий кафедрой инженерных конструк­ ций Кубанского сельскохозяйственного института (1983— 1986); ученый секретарь, главный научный сотрудник ВНИИКРнефть, НПО «Бурение» (1986 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, лауреат премии Совета Министров СССР.

Норкин Григорий Иванович (1914—1980 гг.)

Буровой рабочий, помощник бурильщика, буровой мастер Нарымской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ) (1948— 1959), буровой мастер, мастер по сложным работам Мегионской НРЭ (1959—1972).

Имеет ордена СССР.

Нуркаев Талип Латыпович (1925 г. рожд.)

Герой Советского Союза.

Участник Великой Отечественной войны.

Оператор по добыче нефти и газа нефтепромысла № 1 тре­ ста «Туимазанефть» (1951—1954, 1956—1988); председатель промыслового комитета профсоюза того же нефтепромысла (1954—1956).

Имеет боевые и отраслевые награды, в том числе орден Боевой славы III степени, лауреат Государственной премии.

Нуряев Анатолий Сергеевич (1949 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1972 г.

С 1972 г. по 1994 г. работал в Тюменской области, прошел путь от оператора до начальника НГДУ «Быстринскнефть», которое возглавлял девять лет; первый зам. генерального директора АО «Сургутнефтегаз» (1994 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Нусс Вальдемар Иванович (1941 г. рожд.)

Омский сельскохозяйственный институт, 1963 г. Инженер-геодезист, начальник топоотряда, старший геоде­ зист геологоразведочных экспедиций Главтюменгеологии

334

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1963—1973); технорук, начальник геодезической партии Тазовской геофизической экспедиции ГГП «Ямалгеофизика» (1973—1992).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник геодезии и картографии.

Обносов Андрей Дмитриевич (1905—1977 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1933 г. Ученик слесаря, слесарь нефтеперегонного завода, старший

инженер, начальник отдела, директор завода Азинмаш, меха­ нического завода им. Дзержинского (1920—1939); директор строящегося завода буровых инструментов в г. Куйбышеве (1939—1941); управляющий трестом «Востокнефтемаш» Наркомнефти, главный механик объединения «Башнефть» (1941 —1947); директор конторы, управляющий трестом «Альметьевбурнефть», начальник НПУ «Альметьевнефть» (1947—1963); зам. председателя Средне-Волжского СНХ (1963—1966); начальник Главного управления по ремонту нефтяного оборудования и инструмента Миннефтепрома

СССР (1966—1976).

Имеет ордена и медали СССР, среди них 2 ордена Ленина, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Почетный нефтяник.

Оборин Аркадий Иванович (1930 г. рожд.)

Ученик оператора, оператор по добыче нефти и газа НГДУ «Полазнанефть» объединения «Пермнефть» (1956—1987). Имеет орден СССР.

Ованесов Гурген Павлович (1909—1993 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1931 г., докт. геолого-минералогических наук.

Рассыльный, слесарь, коллектор на нефтепромыслах г. Баку (1925—1931); старший геолог, зам. главного геолога треста «Майнефть» Краснодарского края, треста «Кергезнефть», старший геолог «Азнефтекомбината», главный геолог трестов «Азнефтеразведка», «Кировобаднефть» объединения «Азнефть» (1931 — 1952); главный геолог, зам. начальника объ­ единения «Башнефть» (1952—1963); зам. начальника, глав­ ный геолог Управления нефти и газа СНХ РСФСР (1963— 1965); начальник Главного геологического управления, член

335

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

коллегии Миннефтепрома СССР (1965-1980); заведующий лабораторией —консультант ИГиРГИ (1980—1992). Первооткрыватель нефтяных месторождений Нефтяные кам­ ни в Азербайджане, Шкаповского и Арланского в Башкирии. Имеет ордена и медали СССР, в том числе два ордена Ле­ нина, отраслевые награды. Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Почетный нефтяник, лауреат Государствен­ ной премии.

Ованесян Рафаил Вагаршакович (1917 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1946 г. Участник Великой Отечественной войны.

Электромонтер нефтеперерабатывающего завода Азнефтекомбината, инженер треста турбинного бурения; начальник отдела, главный инженер Гюргянской конторы бурения объ­ единения «Азморнефть» (1936—1951); старший инженер Главморнефти, Главзападнефтедобычи (1951 —1954); началь­ ник отдела объединения «Сталинграднефть», зам. начальни­ ка отдела Управления нефтяной и газовой промышленности Сталинградского СНХ (1954—1963); старший инженер, зам. начальника отдела СНХ СССР; зам. начальника отдела Гос­ снаба СССР (1963—1984).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Овечкин Владимир Иванович (1926 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1948 г.

Техник, старший инженер НПУ «Краснокамскнефть» (1948— 1950); начальник цеха Полазненского укрупненного промыс­ ла (1950—1954); старший инженер отдела, начальник отдела капитального строительства (1954—1964); зам. генерального директора объединения «Пермнефть» (1964—1987).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Овсянников Юрий Николаевич (1913 г. рожд.)

 

Московский нефтяной институт, 1937 г.

 

 

Начальник отдела

Наркомнефти

(1939—1941), инженер Ка-

захстаннефтекомбината,

треста

«Сызраньнефть»

(1941—

1942); старший инспектор Наркомнефти, старший инженер

Госгортехнадзора

СССР

(1942—1958);

редактор

журнала

«Безопасность труда»,

старший

инженер

Госкомтопэнерго,

336

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

главный специалист Госкомнефтедобычи при Госплане СССР

(1958—1965); старший инженер, начальник отдела Управле­ ния техники безопасности Миннефтепрома СССР (1965— 1975).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Овчаров Иван Кузьмич (1935 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1958 г.

Бурильщик, инженер участка, буровой мастер, старший ин­ женер конторы бурения треста «Татбурнефть» (1958—1966); начальник отдела, начальник Районной инженерно-техноло­ гической службы (РИТС), начальник смены ЦИТС, зам. на­ чальника УБР, ведущий инженер Светлогорского УБР объ­ единения «Белоруснефть» (1966 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Оганджанянц Владимир Григорьевич (1926—1989 гг.)

Московский нефтяной институт, 1953 г., докт. техн. наук,

профессор.

Мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник Инсти­ тута нефти АН СССР (1953-1961); мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник, руководитель сектора, заведую­ щий лабораторией ВНИИнефть (1961 — 1989).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Одариева Галина Николаевна (1940 г. рожд.)

Омский химико-механический техникум, 1965 г.

Оператор товарный Омского приемо-сдаточного пункта пет­ ропавловского районного нефтепроводного управления (1958-1967); мастер производственного обучения Омского городского технического училища № 56 (1967-1969); начальник Омского приемо-сдаточного пункта Тобольского (1969-1976), Ишимского (1976-1990) районных нефтепроводных управлений.

Имеет медаль СССР.

Одинокова Ирина Ивановна (1930 г. рожд.)

Ученик замерщика, лаборант химического анализа нефти оператор товарный Альметьевской нефтепроводнои станции № 1 (1951 — 1986).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

22-500

3 3 7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Окороков Николай Андреевич (1930 г. рожд.)

Северо-Осетинский нефтяной техникум, 1950 г. Техник-механик конторы глубокого разведочного бурения «Дагморнефть» (1950—1952); главный механик нефтеразвед­ ки Эльдама (1952—1972); начальник ВМЦ (1972—1973); командир Дагестанского военизированного отряда (1973— 1990); помощник командира Дагестанского военизированно­ го отряда (1990 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Оксенойд Ефим Яковлевич (1937 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1959 г.

Помощник бурильщика геологоразведочной экспедиции Управления геологии Таджикской ССР, старший буровой мастер, старший инженер, начальник ПТО, главный инже­ нер экспедиции, начальник отдела, главный инженер ГНПП «Недра» (1959 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Оловянишников Владимир Федорович (1932 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Механик, главный механик НПУ «Чапаевскнефть», главный механик треста «Куйбышевнефтеразведка», секретарь парт­ кома НПУ «Богатовскнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1955—1965); руководитель сектора, зам. директора по науч­ ной работе — главный инженер, директор ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1965 —наст. время).

Имеет ордена и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный изобретатель РСФСР.

Онищук Нелли Николаевна (1940 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1962 г.

В нефтяной промышленности работает с 1962 г. Геолог сейс-

мопартии, геолог опытно-методической партии Тюменнефтегеофизики (1965 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Ооль Александр Антонович (1942 г. рожд.)

Новосибирский электротехникум связи, 1972 г., Сибирский технологический институт, 1980 г.

338

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Инженер узла связи, начальник производственно-техниче­ ского отдела, главный инженер, директор филиала АО «Связьтранснефть» — Восточно-Сибирского производственнотехнического управления связи, г. Красноярск (1965 —наст. время).

Имеет медали СССР, Почетный радист.

Опутин Владимир Григорьевич (1932 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1971 г.

Трудовую деятельность начал помощником бурильщика в объединении «Татнефть», где работал на инженерных долж­ ностях в трестах «Бугульманефтегазразведка», «Альметьевбурнефть», «Татбурнефть» (1952—1968); главный механик УБР «Пермбурнефтегазразведка», главный механик, началь­ ник отдела объединения «Пермнефть» (1968—1973); зам. начальника Базы производственного обслуживания (БПО), главный механик Речицкого УРБ (1973—1979); начальник Центральной трубной базы, начальник ЦБПО объединения «Белоруснефть» (1979—1988); начальник цеха Речицкого УРБ (1988 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Орехов Николай Николаевич (1936 г. рожд.)

Московский жилищно-коммунальный техникум, 1971 г. Электромонтер Куйбышевского нефтеперерабатывающего завода (1954—1964); электромонтер, мастер, старший мас­ тер Куйбышевского управления нефтепровода «Дружба» (1964 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник нефтя­ ной и газовой промышленности РСФСР.

Орлов Александр Владимирович (1930—1987 гг.).

Куйбышевский индустриальный институт, 1954 г., канд. техн наук.

Старший инженер, буровой мастер конторы турбинного бу­ рения треста «Ставропольнефть» (1954—1955); буровой мас­ тер-инструктор в объединении «Куйбышевнефть» (1955— 1958); старший инженер, руководитель группы, главный ин­ женер проекта, заведующий лабораторией, зам. директора по научной работе, заведующий отделом технологии строи­ тельства скважин ВНИИБТ (1958—1987).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

22*

339

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Оруджев Сабит Атаевич (1912—1981 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1936 г., докт. техн. наук, член-корреспондент Академии наук АзССР. Герой Социалистического Труда.

Механик компрессорного хозяйства, мастер по добыче нефть зам. заведующего, заведующий промыслом, управляющий трестом «Орджоникидзенефть», затем трестом им. 26 Бакин­ ских комиссаров, зам. начальника Азнефтекомбината, глав­ ный инжнер — зам. начальника объединения «Азнефть» (1936—1946); начальник отдела Главнефтедобычи Наркомнефти (1946—1946); главный инженер — зам. начальника объединения «Краснодарнефть», начальник объединения «Азнефтеразведка» (1946—1949); начальник Главморнефти Главзападнефтедобычи, зам. Министра Миннефтепрома СССР

(1949-1957); Председатель СНХАзССР (1957—1959); Пост­ пред СМ АзССР при СМ СССР (1959—1962); зам. предсе­ дателя Госкомтоппрома, первый зам. председателя Госкомнефтепрома при СМ СССР (1959—1962); первый зам. Мини­ стра Миннефтепрома СССР (1965—1972); Министр газовой промышленности Мингазпрома СССР (1972—1981).

Награжден орденами и медалями СССР, отраслевыми зна­ ками отличия, лауреат Ленинской премии и дважды лауреат Государственной премии, Почетный нефтяник, Почетный ра­ ботник газовой промышленности.

Осада Мария Акимовна (1921 — 1968 гг.)

Днепропетровский горный институт, 1945 г.

Топограф полевой партии Украинского отделения Государ­ ственного Союзного географического треста (1945—1949). инженер-оператор, начальник полевых и камеральных пар­ тий, технорук, старший инженер отдела, старший геофизик полевых и камеральных партий ГГП «Печорагеофизика» (1949—1967).

Имеет орден Ленина и медаль СССР, отраслевые награды.

Осин Александр Степанович (1937 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1962 г.

Помощник бурильщика, бурильщик конторы бурения № 3 треста «Туймазабурнефть», буровой мастер-инструктор Нор- тивно-исследовательской станции объединения «Башнефть» (1962—1966); старший инженер, начальник участка бурения, начальник Районной инженерно-технологической службы

340

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(РИТС), главный инженер, начальник Речицкого УРБ (1966—1983); начальник ЦИТС Речицкого УРБ объедине­ ния «Белоруснефть» (1983 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Осипов Михаил Григорьевич (1907—1970 гг.)

Московский институт инженеров железнодорожного транс­ порта, 1936 г., канд. техн. наук.

Начальник сектора, управляющий Всесоюзной конторой «Востокнефтепроект» (1939—1946); директор Гипровостокнефть (1946—1970). Организатор первого Государственного комплексного института по научным исследованиям и про- ектно-изыскательским работам нефтегазодобывающей про­ мышленности, задачей которого являлось обеспечение науч­ ной и проектно-сметной документацией объединений «Куйбы­ шевнефть», «Оренбургнефть», «Пермнефть», «Татнефть», и других.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Ленинской премии. Почетный нефтяник.

Павлов Евгений Николаевич (1945 г. рожд.)

Костромской автомобильно-дорожный техникум, 1964 г. Старший рабочий, техник-геодезист, начальник топоотряда Ямало-Ненецкого геофизического треста (1969—1982); на­ чальник партии, инженер-геодезист Лабытнангского филиа­ ла Гипротюменгеология (1982—1984); начальник отряда, начальник партии, геодезист партии геолого-экономического обеспечения АООТ «Ямалгеофизика» (1984 —наст. время). Имеет медаль СССР.

Павлов Евгений Михайлович (1938—1993 гг.)

Уфимский нефтяной институт, 1976 г.

Машинист, мастер перекачивающей станции «Колесникова (1959—1960); старший оператор, старший инженер-технорук перекачивающей станции «Сусслово» Петропавловского рай­ онного нефтепроводного управления (1960—1962); началь­ ник перекачивающей станции «Исилькуль» (1965—1967); главный механик, главный инженер Петропавловского рай­ онного нефтепроводного управления (1967—1972); старший инженер, начальник производственного отдела Управления Урало-Сибирскими магистральными нефтепроводами (1972-

341

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1982); начальник отдела эксплуатации, зам. начальника Управления Верхне-Волжскими магистральными нефтепро­ водами (1982—1987); начальник отдела эксплуатации Главтранснефть (1987—1993).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Павлов Владимир Павлович (1933 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1956 г., канд. геолого-мине- ралогических наук.

Оператор по добыче нефти, старший инженер, начальник отдела, зам. главного геолога нефтепромыслового управле­ ния, начальник отдела разведки Центральной научно-иссле­ довательской лаборатории объединения «Башнефть» (1956— 1967); загранкомандировка, ГДР (1967—1971); заведующий сектором отдела промысловой геологии БашНИПИнефть (1971 —1982); начальник отдела запасов нефти и газа Главгеологии Миннефтепрома СССР (1982—1991); зам. дирек­ тора Департамента геолого-разведочных работ и разработки месторождений, одновременно — начальник отдела анализа п прогнозирования разработки ГП «Роснефть» (1991—наст время).

Имеет медали СССР, Почетный нефтяник.

Павлов Борис Петрович (1911 г. рожд.)

Казанский индустриальный техникум, 1930 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инженер по технадзору, старший механик, главный инженер Краснодарской конторы ГТТУ (1945—1948); технорук Улья­ новской перевалочной базы ГТТУ (1948—1949); директор Клявлинской перевалочной нефтебазы (1949—1950); управ­ ляющий, главный инженер Татарской нефтепроводной конто­ ры ГТТУ (1950—1951); начальник нефтепровода «Альметь­ евск— Бавлы» (1951—1951); директор Клявлинской перева­ лочной нефтебазы (1951 — 1957); начальник Альметьевского районного нефтепроводного управления (1957—1975).

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны II степени, орден и медали СССР.

Павлов Анатолий Ефимович (1925 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1960 г.

Геофизик, старший геофизик сейсмопартии треста «Башнефтегеофизика» (1960-1965); старший геофизик, главный гео-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

физик сейсмопартии, опытно-методической партии, главный геофизик партии цифровой обработки Тюменнефтегеофизики (1965—1985).

Имеет отраслевые награды.

Павлов Иван Андреевич (1925 г. рожд.)

Бурильщик Нефтегорского управления разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть» (1942—1980).

Имеет орден Октябрьской Революции, другие ордена и меда­ ли СССР, отраслевые награды.

Павлюкович Георгий Михайлович (1933 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1955 г.

Оператор, мастер по добыче нефти, главный инженер, на­ чальник НГДУ «Краснокамскнефть», начальник управления «Пермнефтегаз» (1955—1988); работа в объединении «Пурнефтегаз» (1988 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Павлюченко Михаил Петрович (1930 г. рожд.)

Бурильщик Нарымской нефтеразведки, Мегионской нефте­ разведочной экспедиции (НРЭ), Восточно-Мегионской НРЭ (1953—1988); комплектовщик Мегионской НРЭ (1989— 1994).

Имеет орден Трудовой славы II степени.

Палий Петр Автономович (1918 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1940 г., канд. техн. наук. Участник Великой Отечественной войны.

Начальник буровой, старший инженер участка треста «Воро­ шиловнефть» Узбекской ССР (1940—1941); буровой мастер, старший инженер участка бурения треста «Черноморнефть» ('941); старший инженер цеха бурения, главный инженер нефтепромысла, треста «Ставропольнефть», главный инже­ нер, начальник НПУ «Первомайнефть» объединения «Куй­ бышевнефть» (1945—1965); главный инженер объединения

«Куйбышевнефть»

(1965—1971); директор

Гипровостокнефть

(1971 — 1981), там

же руководитель группы, ученый

секре-

тарь (1981 — 1994). Крупный специалист

в области

добычи

и подготовки нефти.

 

 

343

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности, РСФСР, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Палий Поликарп Автономович (1912—1996 гг.)

Московский нефтяной институт, 1946 г.

Ученик забойщика, забойщик шахты, слесарь на строитель­ стве Азовводстрой, бетонщик на металлургическом заводе им. Войкова (1928—1934); старший рабочий, коллектор неф­ тяной геологической экспедиции Главсевморпути (1934 1935); инженер объединения «Туркменнефть» (1941 —1942); служба в Советской Армии (участие в ВОВ — 1942—1945); инженер-конструктор Гипронефтемаша, инженер, старший инженер, зам. начальника отдела Технического управления Миннефтепрома СССР (1946—1957); старший инженер От­ дела нефтяной и газовой промышленности Госплана СССР

(1957—1962); старший инженер, главный специалист Управ­ ления нефтяной и газовой промышленности СНХ СССР

(1962—1964); зам. директора по научной работе ВНИИБТ (1964-1979).

Имеет ордена, в том числе Красной Звезды, и медали СССР,

среди них за боевые заслуги (7), отраслевые награды. По­ четный нефтяник. Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Палкин Феоктист Иванович (1935 г. рожд.)

Машинист крана Мегионской нефтеразведочной экспедиции, Мегионской вышкомонтажной конторы, Мегионской эксплу­ атационно-комплектовочной базы объединения «Мегионнефтегазгеология» (1962—1990).

Имеет медаль СССР.

Паклинов Александр Андреевич (1929 г. рожд.)

До 1964 г. работал на предприятиях объединения «Тат­ нефть», пройдя путь от электромонтера до начальника элек­ троцеха НПУ «Азнакаевскнефть»; главный энергетик НПУ «Сургутнефть», начальник управления «Сургутэнергонефть», главный энергетик объединения «Сургутнефтегаз» (1964 1984).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

344

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Паненко Иван Александрович (1949 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1977 г.

Оператор по добыче нефти и газа, мастер по исследованию скважин, инструктор Славянского горкома КПСС, начальник технологического отдела, главный инженер, начальник НГДУ «Приазовнефть» (1969—1992); главный инженер объедине­ ния «Краснодарнефтегаз» (1992—1994); генеральный дирек­ тор АО «Краснодарнефтегаз» (1994 —наст. время).

Им еет медали СССР.

Панкин Александр Дмитриевич (1937 г. рожд.)

Московский горный институт, 1959 г.

Инженер, старший инженер, начальник изыскательской пар­ тии, зам. начальника, начальник отдела технических изыска­ ний Гипротрубопровода (1958 — паст, время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Паниотов Георгий Пантелеевич (1926—1986 гг.)

Бурильщик конторы бурения треста «Саратовгаз» (1945— 1949); буровой мастер Баландинской конторы бурения № 3 треста «Саратовнефть», Жирновской конторы бурения объ­ единения «Сталинграднефтегаз», Медведицкой конторы буре­ ния треста «Сталинграднефтегаз», Жирновской конторы бу­ рения, Жирновского УБР объединения «Нижневолжскнефть» (1949-1985).

Имеет отраслевые награды.

Панков Юрий Федорович (1932 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Старший оператор, мастер нефтепромысла, старший инже­ нер, зам. заведующего нефтепромыслом НПУ «Бавлынефть» объединения «Татнефть» (1956—1962); старший инженер отдела Татарского СНХ, руководитель лаборатории Казан­ ского отдела ТатНИИ, руководитель группы, главный инже­ нер проектов «Татнефтепроект» Средне-Волжского СНХ (1962—1966); старший инженер, главный технолог, началь­ ник отдела, зам. начальника, начальник Управления экспер­ тизы проектов и смет Миннефтепрома СССР (1966—1991)- начальник Отдела экспертизы ВНИИОЭНГ (1991—наст время.

Имеет отраслевые награды.

345

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Панфилов Борис Петрович (1930—1987 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1953 г.

Инженер по бурению, геолог, начальник участка, старший инженер промысла, начальник отдела НПУ, заведующий нефтепромыслом, начальник РИДС НГДУ на предприятиях объединения «Грознефть» (1953—1973); старший инженер, главный технолог, зам. начальника отдела Управления по добыче нефти Миннефтепрома (1973—1986).

Имеет орден СССР и отраслевые награды.

Панченко Михаил Ильич (1938 г. рожд.)

Слесарь аварийно-ремонтник Тихорецкого нефтепроводного участка Краснодарского районного нефтепроводного управ­ ления, Тихорецкой перевалочной нефтебазы № 2, машинист технологических насосов Тихорецкого районного нефтепро­ водного управления, слесарь-ремонтник 6 разряда АООТ «Прикаспийско-Кавказские магистральные нефтепроводы» (1963 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Папировский Леонид Тимофеевич (1912—1976 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1936 г. Автор бурения на шлангокабеле.

Работать в нефтяной промышленности начал с 1932 г. Бу­ рильщик, буровой мастер, инженер треста «Ворошиловнефть», инженер, начальник нефтеразведки треста «Калининнефть», Узбекская ССР (1936—1945); директор конторы бурения объединения «Средазнефть» (1945—1955); директор конторы бурения НПУ «Чапаевскнефть», управляющий тре­ стом буровых работ № 2 объединения «Куйбышевнефть» (1956—1962); руководитель сектора, руководитель отдела ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1962—1976).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды.

Парасюк Александр Степанович (1925 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1952 г. Участник Великой Отечественной войны.

Слесарь, главный механик, главный инженер, начальник це­ ха НГДУ «Октябрьскнефть» (1952—1957); главный инженер треста «Башнефтепромстрой» (1957—1958); начальник ОКС,

346

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зам. начальника ПО «Башнефть» (1958—1971); зам. началь­ ника Главтюменнефтегаза (1971 —1987).

Имеет боевые награды, в том числе ордена Отечественной войны и Боевой славы III степени, орден и медали СССР,

отраслевые награды, лауреат Государственной премии, За­ служенный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, лауреат премии Совета Мини­ стров СССР.

Парвиайнен Альфред Эвертович (1938 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1961 г.

Геофизик Сахалинского отделения ВНИГРИ, геофизик, главный инженер экспедиции ГПО «Севзапгеология», глав­ ный инженер Арктической комплексной геофизической экс­ педиции, главный инженер ОАО «Нарьян-Марсейсморазвед- ка» (1961—наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный развед­ чик недр.

Пархомович Виктор Михайлович (1937 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1970 г.

Помощник бурильщика, техник-геолог, мастер Березовской НРЭ (1954—1964); мастер, начальник участка Усть-Балык- ской НРЭ (1964—1969); главный инженер Мегионской, Усть-Балыкской НРЭ (1969—1976); начальник Аганской НРЭ (1976—1981); генеральный директор ГГП «Обьнефте-

газгеология» (1976 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина.

Пастухов Андрей Григорьевич (1917—1976 гг.)

Казанский Государственный университет, 1942 г.

Работа в НГДУ «Ишимбайнефть», ПО «Башнефть» (1942

1962); главный геолог треста «Башвостокнефтеразведка» (1962-1976).

Пастухов Иван Владимирович (1932 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1956 г., канд. техн. наук. Мастер, старший механик цеха, начальник ПТО, главный ин­ женер НГДУ «Ишимбайнефть» (1956—1994).

Имеет ордена и медали СССР.

347

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пастухова Диана Дмитриевна (1930—1994 гг.)

Московский нефтяной институт, 1954 г.

Инженер-сметчик, старший инженер-экономист, начальник планового отдела треста «Альметьевбурпефть», главный эко­ номист Альметьевского УБР объединения «Татнефть» (1954— 1973); начальник отдела Упрбурнефти, Планово-экономиче­ ского управления Миннефтепрома (1973—1989).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный экономист РСФСР, Почетный нефтяник.

Пастухов Виталий Николаевич (1929—1991 гг.)

Московский нефтяной институт, 1953 г.

Старший инженер, директор тампонажной конторы треста «Альметьевбурнефть», начальник отдела НПУ «Елховнефть», зам. начальника НГДУ «Сулеевнефть», «Елховнефть» объ­ единения «Татнефть» (1953—1973); начальник технического отдела Главного управления проектирования и капитального строительства Миннефтепрома СССР (1973—1990); старший научный сотрудник ВНИИОЭНГ (1990—1991).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

Патер Василий Петрович (1933 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Оператор, геолог промысла, старший геолог, зам. начальни­ ка отдела нефтепромысловых управлений объединения «Тат­ нефть» (1955—1964); главный геолог нефтепромыслового управления «Кунгурнефть» (1964—1966); главный геолог нефтепромыслового управления, начальник отдела по разра­ ботке Главтюменнефтегаза (1966—1977); главный специа­ лист, начальник подотдела Отдела нефтяной и газовой про­ мышленности Госплана СССР (1977—1992); загранкоманди­ ровка, Вьетнам (1992 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

Пахомов Виктор Васильевич (1934 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1957 г. Инженер-интерпретатор, старший геофизик, начальник пар­ тии «Ухтасейсмоаналог» ГГП «Печорагеофизика» (1957 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

348

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пашкевич Владимир Андреевич (1934 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1964 г.

Оператор Елшанского нефтепромысла объединения «Саратовнефть», НПУ «Первомайнефть» объединения «Куйбышев­ нефть» (1954—1958); инженер, старший инженер, начальник отдела Дирекции строящихся предприятий Кинель-Черкас- ского нефтегазоносного района (1958—1966); зам. директора Дирекции строящегося Кулешовского газоперерабатывающе­ го завода (ГПЗ), главный энергетик Нефтегорского ГПЗ (1966—1973); директор Дирекции строящегося Белорусского ГПЗ (1973—1976); с 1976 директор Белорусского ГПЗ объ­ единения «Белоруснефть».

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Пащенко Анатолий Павлович (1935 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1965 г.

Мастер, старший инженер, начальник смены ЦИТС, зам. на­ чальника производственного отдела добычи нефти, технолог ЦДНГ-8 НГДУ «Шаимнефть» (1965—1992).

Имеет медаль СССР.

Пейганович Александр Иванович (1942 г. рожд.)

Днепропетровский химико-технологический институт, 1967 г. Оператор Бердянского опытного нефтемаслозавода (1960— 1962); мастер, начальник механической мастерской Новопо­ лоцкого нефтеперерабатывающего завода (1967—1970); старший инженер нефтеперекачивающей станции «Полоцк» (1972—1973); зам. начальника, главный инженер, начальник Полоцкого управления нефтепровода «Дружба» (1973— 1989); начальник управления магистральных нефтепроводов «Дружба» (1989—1991); директор, генеральный директор ПО МН «Дружба», АООТ МН «Дружба» (1991 —наст, вре­ мя).

Имеет орден и медаль СССР, Почетный нефтяник.

Пелевин Лев Алексеевич (1927—1978 гг.)

Уфимский нефтяной институт, 1962 г., канд. техн. наук. Оператор, мастер, старший инженер, начальник отдела, управляющий трестом «Туймазанефть» (1947—1964); глав­ ный инженер, начальник ПО «Башнефть» (1964—1972); зам. директора ИПТЭР (1972—1978).

Имеет ордена и медаль СССР.

349

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пензин Юрий Гаврилович (1940 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1973 г.

Младший техник Камской геолого-разведочной партии Сред­ не-Волжского геологического управления (1959); оператор, геолог НГДУ «Арланнефть» (1959—1964); геолог, начальник участка, старший геолог, зам. начальника нефтепромысла по технологии, начальник РИТС, секретарь парткома, главный геолог — зам. начальника НГДУ «Краснохолмскнефть» (1964—1985); начальник НГДУ «Ватьеганнефть» ПО «Башнефть» (1985—1986); зам. генерального директора по произ­ водству ПО «Башнефть» в Западной Сибири (1986—1989); начальник НГДУ «Краснохолмскнефть» (1988— наст, время). Имеет ордена и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник Минтопэнерго РФ, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Пеньков Александр Иванович (1932 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1955 г., докт. техн. наук, про­ фессор.

Ассистент кафедры бурения Свердловского горного институ­ та (1955—1956); научный сотрудник — заведующий лабора­ торией Туркменского филиала ВНИИнефть (1956—1969); заведующий сектором, лабораторией Краснодарского филиа­ ла ВНИИнефть, ВНИИКРнефть, НПО «Бурение» (1969— наст, время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник, лауреат Государственной премии Туркменской ССР.

Переверзев Александр Яковлевич (1911 1975 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1941 г.

Начальник цеха добычи, инженер по исследованию скважин главный инженер промысла Казахстаннефтедобычи (1941 — 1958); начальник отдела Управления добычи в Австрии (1954—1955); зам. главного инженера Комбината по нефти

игазу п/я 200 (1955—1959); консультант по вопросам нефти

игаза в ГДР (1959—1961); старший эксперт Госкомитета по топливной промышленности, главный специалист Госкомнефтедобычи, главный технолог Миннефтепрома (1962—1968) работа в Алжире (1968—1971); главный энергетик, старший эксперт Управления экспертизы проектов и смет Миннефтепрома СССР (1971 — 1975).

Имеет отраслевые награды.

350

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Перегудов Олег Михайлович (1933 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Коллектор Юганской разведки (1956—1960); инженер-геолог Охтеурской партии глубокого бурения Сургутской геолого­ разведочной экспедиции (1960—1963); старший геолог Мегионской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ) (1963—1979); начальник геологического отдела Восточно-Мегионской нефтегазоразведочной экспедиции (1979—1985); старший геолог Мегионской НРЭ (1985—1988).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Переседов Иван Семенович (1928 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик треста «Бугурусланнефть» (1948—1962); буровой мастер Бугурусланского УБР объединения «Оренбургнефть» (1963—1983).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, бронзо­ вую медаль ВДНХ.

Перепелюк-Кучеров Николай Егорович (1938 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1967 г.

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего предприя­ тий нефтеразведки (1956—1962); механик, главный механик, начальник Сургутской нефтеразведочной экспедиции (1977— 1980); генеральный директор Обского производственного геологического объединения (1980—1981); начальник Сур­ гутской вышкомонтажной конторы объединения «Обьнефтегазгеология» (1981 — 1984); директор Мегионской вышкомон­ тажной конторы объединения «Мегионнефтегазгеология» (1984—1989); начальник Мегионской комплексной нефтегазоразведочной экспедиции (1989—1994); зам. генерального директора по вышкостроению АООТ «Мегионнефтегазгеоло­ гия» (1994—1995).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Перлов Игорь Николаевич (1928 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1950 г.

 

Работа

в тресте

«Башвостокнефтеразведка» (1951

— 1956);

главный

инженер

треста «Башзападнефтеразведка»

(1956—

1962); зам. начальника объединения «Пермнефть» (1962— 1965); управляющий трестом «Башюгнефтеразведка»

351

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1965—1970); зам. начальника Нефтекамского УБР (1970— 1976); главный инженер, начальник УПТОнКО ПО «Башнефть» (1976 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Башки­ рии.

Пермяков Илья Григорьевич (1901 1983 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1930 г., канд. геологоминералогических наук, профессор.

Работа в буровой бригаде (1926—1930); зам. директора гео­ логоразведочной конторы, главный геолог объединения «Эмбанефть» (1930—1938); работа на Грозненских место­ рождениях (1939—1942); преподаватель в Грозненском неф­ тяном институте, Кокандском нефтяном техникуме (1942— 1948); начальник отдела БашНИПИнефть (1948—1966); преподаватель в Уфимском нефтяном институте (1966— 1983).

Имеет орден и медали СССР.

Перов Анатолий Васильевич (1929 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1953 г.

Дублер бурового мастера, инженер участка, буровой мастер, начальник участка, начальник отдела, главный инженер тре­ ста «Альметьевбурнефть», начальник отдела объединения, главный инженер треста «Татбурнефть», главный инженер Лениногорского УБР, зам. начальника, зам. генерального директора объединения «Татнефть» (1953—1978); зам. на­ чальника, начальник Упрбурнефти, член коллегии Миннефтепрома (1978—1986); зам. генерального директора НПО «Бу­ рение» (1986-1987); работа во Вьетнаме (1987-1990); старший научный сотрудник ВНИИОЭНГ (1990 —наст. вре­ мя).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Персон Илья Самойлович (1907—1980 гг.)

Московский промышленно-экономический институт, 1930 г. Работа в различных ведомствах (1926—1939)- начальник отдела Главснаба Наркомнефти (1939-1941); служба в Со­ ветской Армии, участие в ВОВ (1941 — 1946); начальник отдела Главтехснабнефти Минюжзападнефти (1946-1954);

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зам. управляющего трестом «Дальтехснабнефть» Сахалин­ ского СНХ (1954—1961); старший эксперт, ведущий эконо­ мист НИЛ (НИИ) СНХ СССР (1961 — 1964); главный специ­ алист, начальник отдела Управления материально-техниче­ ского снабжения Госкомнефтедобычи, Миннефтепрома СССР

(1964-1972).

Имеет воинские награды СССР и отраслевые. Почетный неф­ тяник.

Першко Иван Кириллович (1944 г. рожд.)

Помощник оператора, оператор ПКРС, оператор по добыче нефти и газа НГДУ «Шаимнефть» (1968—1995).

Имеет медали СССР.

Пестерев Леонтий Петрович (1933 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1956 г.

В нефтяной промышленности работал с 1959 г., где прошел путь от помощника бурильщика до главного технолога Кунгурского УБР объединения «Пермнефть».

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Пестеров Владимир Николаевич (1940 г. рожд.)

Герой Социалистического Труда.

Оператор по опробованию скважин, добыче нефти в тресте «Башвостокнефтеразведка», Калтасинской конторе бурения, НПУ «Ишимбайнефть», «Арланнефть» (1958—1962); опера­ тор по добыче нефти НПУ «Сургутнефть», НГДУ «Федоровскнефть» (1965—1985), НГДУ «Быстринскнефть» (1985 — наст, время).

Имеет два ордена Ленина, другие ордена и медали СССР,

отраслевые награды, Почетный нефтяник Тюменской обла­ сти.

Пестряков Рудольф Алексеевич (1940 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1967 г.

Техник-оператор, инженер-оператор сейсмопартии; начальник сейсмоотряда; начальник, главный геофизик сейсмопартии; старший геофизик — руководитель группы нормативно-иссле­ довательской партии; начальник планово-экономического от-

23-500

353

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

дела; ведущий инженер Департамента Полевых работ Тюменнефтегеофизики (1968 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Петраускас Зигмантас Косто (1933 г. рожд.)

Московский институт землеустройства, 1958 г. Техник-геодезист, старший топограф, старший геодезист, начальник топоотряда, начальник топографо-геодезического отдела, ведущий геодезист партии геолого-экономического обеспечения АООТ «Ямалгеофизика» (1958 —наст. время). Имеет медали СССР.

Петров Владимир Кузьмич (1938 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1966 г.

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, буро­ вой мастер конторы разведочного бурения № 4 треста «Куйбышевнефтеразведка» (1957—1958); буровой мастер, началь­ ник цеха освоения скважин, старший инженер участка буре­ ния конторы разведочного бурения № 6 треста «Бузулукбурнефть» (1966—1970); старший инженер отдела, зам. началь­ ника, начальник Районной инженерно-технологической служ­ бы Бузулукского УБР (1970—1973); зам. начальника отдела, секретарь парткома объединения «Оренбургнефть» (1973— 1984); начальник Бузулукского УБР объединения (АО) «Оренбургнефть» (1984 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Петров Георгий Николаевич (1914—1984 гг.)

Куйбышевский плановый институт, 1939 г.

Служба в Советской Армии, участие в ВОВ (1941—1947); управляющий трестом «Таттехснабнефть», зам. начальника объединения «Татнефть» (1950—1965); начальник Управле­ ния материально-технического снабжения Миннефтепрома

СССР (1965—1975).

Имеет воинские ордена и медали СССР и отраслевые награ­ ды. Почетный нефтяник.

Петров Иван Михайлович (1935 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1977 г.

Слесарь, старший механик участка бурения НПУ «Малго-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бекнефть» (1958—1962); старший механик (1962—1967); помощник бурильщика (1967—1968); командир пункта, рай­ онный инженер Грозненского военизированного отряда (1968—1971); зам. командира, командир Ставропольского военизированного отряда (1971 —1992).

Имеет медали СССР.

Петров Алексей Александрович (1912 г. рожд.).

Куйбышевский индустриальный институт, 1935 г., канд. хи­ мических наук.

Старший научный сотрудник, заведующий лабораторией, за­ ведующий нефтяным отделом Гипровостокнефть (1948— 1991). Основатель научной школы и руководитель работ по изучению коллоидно-химических свойств нефтей, основопо­ ложник теории и практики промысловой технологии и тех­ ники процессов подготовки нефти.

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Петросов Владимир Антонович (1920 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1949 г. Инженер, старший инженер объединения «Азнефть», инсти­ тута Азинмаш (1949—1953); старший инженер, зам. началь­ ника отдела в Венгрии, старший инженер Азинмаша, Гипроморнефти (1953—1968); ведущий конструктор ВНИИКРИОГЕНМАШа (1968—1972); зам. начальника отдела ЦНИСГАЗпрома, старший инженер, ведущий инженер Главбурнефти Миннефтепрома СССР (1972—1978); главный специалист Главморнефтегазпрома Мингазпрома (1978—1988); ведущий инженер НИПИморнефтегаза Минтопэнерго РФ (1990 — наст, время).

Участник ВОВ.

Имеет орден Отечественой войны II степени и боевые меда­ ли, отраслевые награды.

Петько Анатолий Николаевич (1927—1985 гг.)

Рабочий, вышкомонтажник, зам. начальника вышкомонтаж­ ного цеха (1946—1972); прораб вышкомонтажного цеха Краснокамского УБР объединения «Пермнефть» (1972— 1982).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

2 3 *

355

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Петряшин Виктор Иванович (1937—1994 гг.)

Машинист, главный механик партии Тазовской геофизиче­ ской экспедиции ГГП «Ямалгеофизика» (1966—1994). Имеет ордена и медаль СССР.

Печерин Петр Ильич (1929 г. рожд.)

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего (1953— 1958); бригадир плотников Нарыкарской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ) (1958—1963); прораб, начальник участка Мегионского СУ-11 (1963—1965); зам. начальника Мегионской НРЭ (1965—1971); начальник БПО Нижневартовского НГДУ (1971 — 1972); зам. начальника Управления производ­ ственно-технического контроля треста «Нижневартовскжилстрой» (1972—1974); зам. начальника Мегионской НРЭ (1974—1976); зам. начальника СУ, г. Тюмень (1976—1977); зам. директора Сургутской вышкомонтажной конторы (1977—1978); главный диспетчер Мегионской НРЭ (1978 1980).

Имеет медаль СССР.

Пиксин Юрий Петрович (1932 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г.

Главный механик вышкомонтажной конторы, конторы буре­ ния треста «Альметьевбурнефть», главный механик НПУ «Актюбанефть», «Ямалнефть», зам. главного механика объ­ единения «Татнефть» (1954—1977); главный технолог Управ­ ления главного механика, начальник отдела Упрбурнефти Миннефтепрома (1977—1991), главный технолог Департа­ мента бурения Роснефтегаза, ГП «Роснефть» (1991—наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Пилатовский Виктор Петрович (1910—1980 гг.)

Московский Государственный университет, 1935 г., докт. фи­ зико-математических наук.

Участник Великой Отечественной войны.

Ассистент кафедры, ученый секретарь НИИ механики МГУ (1938—1939); доцент кафедры МЭИ им. М. В. Ломоносова (1946—1950); старш. научный сотрудник Московского неф-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

тяного института, ВНИИнефть (1950—1953); доцент кафед­ ры МИИ водного хозяйства им. В. Р. Вильямса (1953— 1959); старш. научный сотрудник ВНИИнефть (1959—1980). Имеет боевые награды, медаль СССР.

Пилипенко Иван Анастасьевич (1926 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

В нефтяной промышленности начал работать с 1950 г. Бри­ гадир вышкомонтажной бригады Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1954—1984). Имеет боевые награды, орден Трудовой Славы III степени, другие ордена СССР.

Пилипец Владимир Лукьянович (1910—1979 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1936 г.

Старший инженер, главный инженер, директор конторы бурения треста «Артемнефть» объединения «Азнефть» (1936—1942); зам. начальника, начальник объединения «Казахстаннефть» (1942—1947); управляющий трестом в Монго­ лии (1947—1949); зам. начальника объединения «Куйбышев­ нефть», главный инженер КуйбышевНИИНП (1949—1965); главный специалист группы нефтяников Северного Афгани­ стана (1965—1968); руководитель лаборатории ловильного инструмента ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1968— 1971).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас­ левые награды.

Пименов Евгений Кузьмич (1942 г. рожд.)

Оператор по добыче нефти в Краснокамском НПУ (1963— 1969), НПУ «Сургутнефть» (1969—1977), НГДУ «Федоровскнефть» (1977 —наст. время).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас­ левые награды, Почетный нефтяник.

Писарева Людмила Ивановна (1931 г. рожд.)

Ленинградский государственный университет, 1954 г.

Мл. научный сотрудник Всесоюзного института разведочной геофизики (ВИРГ), инженер-геофизик, старший геофизик

357

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ленинградского филиала ВНИИгеофизики, инженер-геофи­ зик, старший геофизик, начальник тематической партии ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (1954 — наст. время).

Пленкин Михаил Иванович (1925—1992 гг.)

Участник Великой Отечественной войны.

Помощник бурильщика, бурильщик (1948—1962), буровой

мастер Краснокамского УБР (1962—1992).

Имеет боевые награды, в том числе ордена Отечественной войны I и II степени, орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Пленкин Николай Степанович (1938 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик Шаимской НРЭ, Ана­ дырской ГРЭ, Чукотской НРЭ, Сургутской НРЭ, Ноябрьской НГРЭ (1961 —1980); бурильщик, слесарь по ремонту буро­ вого оборудования В-СНГРЭ ГПП «Обьнефтегазгеологня» (1980—1993).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Плетнев Владимир Павлович (1934 г. рожд.).

Нижне-Тагильский горно-металлургический техникум, 1957 г. Работал в Баженовской и Тюменской геологических экспе­ дициях в должностях: техник-геолог, инженер, старший ин­ женер — руководитель взрывных работ (1959—1967); стар­ ший инженер, начальник отдела по технике безопасности Тюменнефтегеофизики (1967 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Плешко Анна Михайловна (1907—1994 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1935 г. Библиотекарь бакинского завода, инженер-экономист, заве­ дующая промыслом треста «Орджоникидзенефть» (1925 1942); начальник отдела, зам. начальника инспекции Миннефтепрома СССР (1942—1953); зам. директора, руководи­ тель сектора экономики ВНИИнефть (1953—1956; 1956— 1978).

Награждена орденом Ленина и другими орденами СССР, от­ раслевыми знаками отличия.

358

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Плещев Дмитрий Александрович (1941 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик экспедиции глубокого бурения № 1 треста «Туркменгазразведка»; помощник бу­ рильщика Надымской НРЭ треста «Ямалнефтегазразведка»; бурильщик Уренгойской нефтяной экспедиции; бурильщик конторы глубокого бурения Управления глубокого бурения Туркменской ССР, бурильщик Челекенского МУРБ (1965— 1981); бурильщик ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1981 — наст. время).

Имеет медаль СССР.

Плотель Сергей Григорьевич (1912—1982 гг.)

Московский нефтяной инстутут, 1945 г., канд. техн. наук. Моторист, оператор на промыслах Узбекнефти (1941—1945); аспирант Московского нефтяного института, преподаватель Уфимского нефтяного института (1945—1952); старш. науч­ ный сотрудник Центрального НИИ техники и экономики (1952—1960); заведующий лабораторией экономики бурения ВНИИБТ (1960—1965), ВНИИОЭНГ (1965—1982). Награжден медалью СССР и отраслевыми знаками отличия.

Плотников Николай Николаевич (1927 г. рожд.)

Слесарь Мегионской НРЭ (1962—1972); вышкомонтажник, слесарь по ремонту двигателей внутреннего сгорания, сле­ сарь по ремонту бурового оборудования Мегионской вышко­ монтажной конторы (1972—1984).

Плужников Михаил Иннокентьевич (1915—1963 гг.)

В нефтяной промышленности начал работать с 1937 г. на Сахалине. Начальник технического отдела, главный инже­ нер, управляющий трестом «Первомайбурнефть» объедине­ ния «Куйбышевнефть».

Имеет отраслевые награды, Почетный гражданин г. Отрад­ ный.

Повх Степан Ананьевич (1929—1972 гг.)

Рабочий на торфопредприятии в Хмельницкой области (1944—1949); служба в Советской Армии (1949—1952); вер­ ховой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик в Культю-

359

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пинской конторе бурения треста «Башвостокнефгеразведка», в Туймазинской конторе бурения объединения «Башнефть». С 1964 г. работает в Западной Сибири в Мегионской конто­ ре бурения. После окончания курсов буровых мастеров воз­ главляет буровую бригаду, которая становится лучшей в Главтюменнефтегазе. Эта бригада бурила первую скважину на Самотлоре. С. А. Повх трагически погиб на реке Вах. Его именем названы месторождение, вахтовый поселок, ули­ цы и школы в Нижневартовске и Когалыме, НГДУ в Когалыме.

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Погребняк Михаил Митрофанович (1929 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Геолог, начальник участка, начальник партии, начальник экспедиции, управляющий Удмуртским трестом разведочно­ го бурения (1955—1981); генеральный директор Удмуртско­ го производственного геологического объединения (1981 — 1996).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, лауреат Государ­ ственной премии, Заслуженный геолог РСФСР.

Подгорный Михаил Изотович (1914—1984 гг.)

Техник ГрозНИИ (1932—1938); помощник директора про­ мысла, мастер по добыче нефти, инженер промысла на пред­ приятиях объединения «Куйбышевнефть» (1940—1948); зам. начальника отдела бурения, начальник отдела объединения «Дальнефть» (1948—1951); старший инженер, зам. началь­ ника отдела Главвостокнефтедобычи Миннефтепрома СССР

(1951 — 1957); зам. начальника отдела Главнефтеснаба (1957—1958); главный специалист отдела Управления неф­ тяной и газовой промышленности СНХ РСФСР (1959—1965); зам. начальника отдела, главный технолог, старший инже­ нер Управления добычи, Технического управления, Отдела экспертизы Миннефтепрома (1965—1979).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник нефтя­ ной и газовой промышленности РСФСР Почетный нефтя­ ник.

Поддубный Александр Яковлевич (1927—1982 гг.)

Туапсинский нефтяной техникум, 1948 г. Герой Социалистического Труда.

360

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Помощник мастера, старший мастер, начальник участка по добыче нефти и газа, секретарь парткома, начальник смены ЦИТС (1948—1976); зам. начальника НГДУ (1976—1981); начальник смены ЦИТС НГДУ «Приазовнефть» объедине­ ния «Краснодарнефтегаз» (1981—1982).

Имеет ордена СССР.

Подшивайлов Григорий Трофимович (1901 — 1974 гг.)

Герой Социалистического Труда. Участник гражданской войны.

Бурильщик, буровой мастер конторы бурения № 2 треста «Сахалиннефть» (1932—1949); бурильщик, буровой мастер, начальник конторы бурения № 2 треста «Первомайбурнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1952—1963).

Награжден тремя орденами Ленина, другими орденами и медалями СССР.

Подъячев Нектарий Васильевич (1913 г. рожд.)

Бухгалтер металлургического комбината в г. Магнитогорске (1932—1936); бухгалтер-финансист, старший бухгалтер СМК, старший бухгалтер, зам. главного бухгалтера, глав­ ный бухгалтер нефтепромысла № 2, главный бухгалтер тре­ ста «Ишимбайнефть», ОРСа «Ишимбайнефть», АТК «Ишимбайнефть» (1936—1953); главный бухгалтер ПО «Башнефть» (1953-1977).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Познахарев Евгений Викторович (1932 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г.

Моторист, слесарь, механик участка Грозненской конторы разведочного бурения (КРБ), главный механик Ачикулакской КРБ треста «Грознефтеразведка» (1954—1960); глав­ ный механик треста «Ставропольнефтеразведка» (1960— 1966); главный механик отдела Главнефтедобычи Миннефтепрома СССР (1966—1970); командировка в Ирак (1970— 1973); зам. управляющего, управляющий трестом «Союзнефтекомплект» (1973—1983); главный инженер Пятигорского Фил. СевкавНИПИнефть (1983—1986); главный конструктор проекта ВНИИнефтемаш (1986—1991); главный конструктор МП «Роктон» по проектированию буровых установок (1991 —

361

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1993);

генеральный директор

АО «Промагроконтракт»

(1993 — наст. время).

 

Имеет

отраслевые награды.

 

Поликарпов Валентин Григорьевич (1937—1988 гг.)

Уфимский нефтяной институт, 1961 г.

Старший инжнер лаборатории цеха, старший инженер неф­ тепромысла № 2, начальник смены ЦИТС, зам. начальника ЦИТС, зам. начальника НГДУ «Шаимнефть», зам. началь­ ника цеха, начальник ЦИТС, технолог, инженер производ­ ственного отдела, начальник НИЛ технологии механизиро­ ванной добычи нефти и цеха научно-исследовательских и производственных работ НГДУ «Шаимнефть» (1965—1988). Имеет отраслевые награды.

Полицковой Виктор Иванович (1935 г. рожд.)

Ташкентский геолого-разведочный техникум, 1978 г. Помощник бурильщика Дагестанской нефтеразведки (1952— 1954); бурильщик нефтепромысла в селе Жирное Сталин­ градской области (1954—1966); бурильщик Узеньской кон­ торы эксплуатационного бурения в Мангышлакской области (1966—1967); бурильщик Шаимской нефтеразведочной экспедии в Тюменской области (1967—1968); бурильщик, буро­ вой мастер, начальник буровой, начальник смены Районной инженерно-технологической службы, начальник цеха интен­ сификации притока и заканчивания скважин Узеньской кон­ торы эксплуатационного бурения (1968—1981); начальник буровой Центральной инженерно-технологической службы предприятия буровых работ «Астраханьбургаз» дочернего предприятия «Астраханьгазпром» РАО «Газпром» (1981 — наст. время).

Почетный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный мастер газовой промышленности.

Полуэктов Анатолий Иванович (1939 г. рожд.)

Саратовский государственный университет, 1970 г. Старший геолог, начальник отдела, главный геолог Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбы­ шевнефть»— АООТ «Самаранефтегаз» (1970 — наст. время). Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный гео­ лог РСФСР.

362

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Полшков Михаил Константинович (1913—1978 гг.)

Московский геолого-разведочный институт, 1936 г., докт. техн. наук, профессор.

Участник Великой Отечественной войны.

Инженер сейсмической лаборатории Главнефти (1936); старший инженер, научный руководитель сейсмической пар­ тии Всесоюзного научно-исследовательского геологического института (ВСЕГЕИ) (1937—1941); начальник сейсмических партий Наркомата нефти (1943—1946); директор ВНИИгеофизика (1947—1978).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

Полюшкин Виктор Лаврентьевич (1923 г. рожд.)

Куйбышевский техникум транспортного строительства, 1968 г. Участник Великой Отечественной войны.

Автомеханик, заведующий гаражом в Уральской нефтераз­ ведке, в конторе бурения треста «Татнефтеразведка», глав­ ный инженер автотранспортной конторы (АТК), начальник механической мастерской НПУ «Азнакаевскнефть» (1951 — 1964); главный инженер, начальник АТК НПУ «Сургутнефть», впоследствии Сургутской АТК «Главтюменнефтегаза» (1964—1974). Начальник Туапсинской автобазы АО «Сургутнефтегаз» (1974 — наст, время).

Имеет орден и медали СССР (среди них три боевые), отрас­ левые награды.

Поляков Иван Сергеевич (1901 г. рожд.)

Московская горная академия, 1929 г., канд. техн. наук. Зам. директора Московского нефтяного института (1930— 1934); уполномоченный Главнефти ВСНХ в США (1934— 1937); главный инженер, директор Уфимского нефтеперера­ батывающего завода (1938—1942); директор Центрального института авиатоплив и масел; начальник Управления Главнефтепроекта Миннефтепрома СССР; зам. начальника от­ дела Госплана СССР; помощник зам. Председателя Совми­ на СССР; главный редактор журнала «Химия и технология топлива и масел» (1942—1982).

Имеет ордена и медали СССР, Почетный нефтяник.

363

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Полякова Раиса Николаевна (1934 г. рожд.)

Московский геолого-разведочный институт, 1958 г. Младший геолог, геолог партии предприятий Мингео РСФСР (1958—1960); инженер отдела Управления нефтяной и газо­ вой промышленности ВСНХ, СНХ РСФСР (1960—1963); инженер, старший инженер, ведущий инженер Главвостокнефтедобычи, главный геолог Геологического управления Миннефтепрома (1965—1990).

Имеет отраслевые награды.

Поляковский Иосиф Болеславович (1925 г. рожд.)

Герой Социалистического труда. Октябрьский нефтяной техникум, 1957 г.

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, сле­ сарь, буровой мастер конторы бурения № 1 треста «Туймазабурнефть» (1946—1967); начальник РИТС, инженер ПТО Уфимского УБР ПО «Башнефть» (1967—1981).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслуженный неф­ тяник Башкирии.

Полячек Даниил Николаевич (1932 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г., канд. техн. наук.

Помощник бурильщика, механик конторы бурения «Первомайнефть», инженер вышкомонтажной конторы треста «Куйбышевнефтеразведка» (1955—1957); горно-технический ин­ спектор Управления Средне-Волжского округа (1957—1959); инженер, главный инженер проекта, руководитель сектора, заведующий отделом ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1959 — наст, время).

Имеет отраслевые награды.

Пономарев Георгий Васильевич (1921 — 1970 гг.)

Московский нефтяной институт, 1943 г., канд. техн. наук. Инженер, начальник участка газопромысла, главный инже­ нер треста «Куйбышевгаз» (1943—1945); старш научный со­ трудник, начальник отдела Гипровостокнефть (1949— 1952); директор Центральной научно-исследовательской ла-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

боратории Советского нефтяного управления в Австрии (1952—1955); начальник отдела Гипровостокнефть, зам. директора, директор ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1955—1970).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Пономарев Виталий Федорович (1933 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1957 г.

Старший механик нефтепромысла, главный механик НПУ «Октябрьскнефть», старший инженер, главный механик, зам. начальника ЦНИЛа, зам. начальника отдела объединения «Башнефть» (1957—1968); начальник отдела, зам. началь­ ника Управления, зам. начальника ВПО «Союзнефтемашремонт», начальник отдела Управления материально-техниче­ ского снабжения (1968—1982); начальник Управления Госкомнефтепродукт (1982—1988); начальник отдела Управле­ ния материальных ресурсов и сервиса (1988—1991); зам. директора Департамента материально-технического обеспе­ чения Роснефтегаза, начальник отдела оборудования ГП «Роснефть» (1991—наст. время).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Попов Вячеслав Александрович (1945 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1973 г.

Токарь, оператор, старший инженер НИЛ, старший инженер, начальник отдела разработки НГДУ «Шаимнефть» (1964— 1995).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Попов Павел Герасимович (1938 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1969 г.

Электромонтер Ставропольского нефтепромысла (1958— 1960); механик, мастер-лаборант, мастер МСБ Ставрополь­ ского нефтедобывающего управления (1960—1974); район­ ный инженер Ставропольского военизированного отряда (1974—1987); помощник командира Ставропольского воени­ зированного отряда (1987 —наст. время).

Имеет медали СССР.

365

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Попов Альберт Михайлович (1932 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1956 г.

Геолог в НГДУ «Октябрьскнефть» (1956—1961); старший геолог нефтепромысла в НГДУ «Арланнефть» (1961—1965); начальник отдела, зам. главного геолога, секретарь парт­ кома в НГДУ «Южарланнефть» (1965—1976); главный гео­ лог НГДУ «Аксаковнефть» (1976 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный геолог Башкирии.

Попов Василий Степанович (1920 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1943 г.

Инженер по бурению ГПК «Башнефтеразведка» (1943— 1944); старший инженер, начальник нефтеразведки № 2, на­ чальник отдела, главный инженер ГПК треста «Башвостокнефтеразведка» (1944—1956); директор Белебеевской ГПК, главный инженер — зам. управляющего трестом «Башзападнефтеразведка» (1956—1970); главный инженер Октябрьско­ го УБР (1970—1972); директор Туймазинской ГПК объеди­ нения «Башнефть» (1972—1982).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Попов Геннадий Степанович (1927 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1954 г. Помощник бурильщика, старший инженер, начальник отдела треста «Краснокамскнефть» объединения Пермнефть (1946— 1952); начальник цеха бурения, главный инженер, директор конторы бурения, начальник НГДУ «Полазнанефть» (1952— 1970); на партийной работе (1963—1967); начальник Управ­ ления кадров, член коллегии, зам. министра по кадрам Миннефтепрома (1970—1987).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник.

Порецков Борис Николаевич (1926—1993 гг.)

Сызранский нефтяной техникум, 1972 г.

Рабочий, мастер, начальник вышкомонтажного цеха Нефтегорского управления разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть» (1943—1988).

Имеет орден, медали СССР, отраслевые награды.

366

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Портнов Виталий Анатольевич (1933 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1973 г. Оператор-коллектор полевой партии комбината «Воркутауголь» (1949—1952); коллектор, оператор комплексной ГРЭ треста «Печорауглегеология» (1955—1958); старший техник комплексной ГРЭ Коми-Ненецкого геологического управле­ ния (1958—1961); старший техник, геофизик, старший инже­ нер, зам. начальника, начальник Воркутинской комплексной ГРЭ Ухтинского территориального геологического управле­ ния, геофизик спецпартии геофизической конторы Ухтинского территориального геологического управления (1961—1975); зам. начальника, начальник НГРЭ № 3 ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1975—1989).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник народ­ ного хозяйства Коми АССР.

Портнов Николай Андреевич (1939 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1968 г.

Электрогазосварщик в

объединении «Пермнефть» (1961 —

1963); инженер отдела

Краснокамского нефтепроводного

управления, старший инженер Осинской нефтеперекачиваю­ щей станции Главнефтеснаба РСФСР (1968—1969); зам. начальника Краснокамского нефтепроводного управления (1969—1972); главный технолог Северо-Западного нефте­ проводного управления, директор Дирекции строящихся Юго-Западных нефтепроводов, начальник Приднепровского нефтепроводного управления (1972—1981), зам. начальника Главтранснефти, зам. начальника — главный инженер, на­ чальник Главного управления проектирования и капиталь­ ного строительства Миннефтепрома СССР (1981 — 1991); вице-президент корпорации «Роснефтегаз» (1991—1993); президент АО «Развитие — Роснефтегаз» (1993—1995); вицепрезидент нефтяной компании АО «СИДАНКО» (1995 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник.

Портнов Юрий Михайлович (1924—1994 гг.)

Московский нефтяной институт, 1952 г. Инженер-интерпретатор, начальник камеральной партии, технорук, главный геофизик конторы, экспедиции ГГП «Печорагеофизика» (1961—1984).

367

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Первооткрыватель Вуктыльского, Усинского месторождений. Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный геолог РСФСР, Заслуженный работник народного хозяйства Коми АССР.

Поспелов Петр Александрович (1903—1978 гг.)

Московский геолого-разведочный институт, 1935 г. Вычислитель сейсмического отдела, зам. начальника Эмбинской сейсмической партии, начальник Майкопской партии, зам. управляющего, управляющий Всесоюзной конторой геофизических разведок (ВКГР) (1935—1939); управляющий Государственным союзным геофизическим трестом (ГСП) (1939—1949); управляющий Государственной союзной гео­ физической конторой, управляющий союзной геофизической конторой Главнефтегеофизики (1949—1951); управляющий трестом «Арктикнефтеразведка» (1951 —1952); старший ин­ женер, зам. начальника Управления по разведке нефтяных и газовых месторождений Миннефти СССР (1955—1956); главный специалист, старший инженер, зам. начальника Управления по разведке нефтяных и газовых месторождений Министерства геологии и охраны недр СССР (1956); зам. директора Сахалинского научно-исследовательского инсти­ тута по науке (1957); зам. директора ИГиРГИ АН СССР

(1958—1960); старший преподаватель, доцент кафедры, де­ кан нефтяного факультета Московского нефтяного института (1960—1977).

Имеет ордена СССР.

Постнов Виталий Евгеньевич (1936 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1959 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер НПУ «Сергиевскнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1959— 1960); инженер, буровой мастер, старший инженер треста «Грознефтеразведка» (1960—1967); главный инженер Перм­ ской конторы глубокого разведочного бурения (1967—1968); старший инженер, главный инженер геологоразведочной конторы треста «Грознефтеразведка», зам. начальника Гроз­

ненского УБР

(1968—1971);

главный инженер,

начальник

Светлогорского УБР

(1971 —1991); работа

во

Вьетнаме

(1991 — 1995);

зам. начальника

Светлогорского

УБР объеди­

нения «Белоруснефть»

(1995 — наст. время).

 

 

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

 

 

368

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Потапов Николай Николаевич (1912—1973 гг.)

Московский электромеханический техникум, 1934 г. Начальник отдела Главнефтестроя, Главнефтегазстроя, Главтехснабнефти, Мосгорсовнархоза, Управления нефтяной и газовой промышленности Госплана СССР, Миннефтепрома (1937—1973).

Имеет отраслевые награды.

Потапов Виктор Петрович (1925 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1952 г.

Старший инженер Центральной научно-исследовательской лаборатории объединения «Молотовнефть», заведующий ла­ бораторией ЦНИЛ «Пермнефть» (1952—1960); заведующий лабораторией Камского отделения ВНИГНИ и КамНИИКИГС ГНПП «Недра» (1960 —наст. время).

Имеет медали СССР.

Почекутова Екатерина Аркадьевна (1906 г. рожд.)

Иркутский государственный университет, 1930 г.

Старший экономист Союзснабсбыта Наркомнефтепрома (1934—1937); руководитель группы, начальник, зам. началь­ ника отдела Госснаба Наркомтопа (1937—1948); старший инженер по установлению норм использования и контролю фондов нефтяной промышленности Госплана СССР (1948— 1953); старш. науч. сотрудник, начальник геолого-экономиче­ ского отряда экспедиции ИГиРГИ (1953—1962); руководи­ тель группы Миннефтепрома (1962—1963), старш. науч. со­ трудник, начальник отряда экспедиции ИГиРГИ (1963— 1971); старш. науч. сотрудник ВНИИОЭНГ (1971-1971).

Имеет медали СССР, отличник Наркомнефти.

Почуев Алексей Николаевич (1940 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1968 г.

Слесарь, старший инженер по технике безопасности, главный технолог, главный инженер, директор Коробковского ГПЗ ПО «Нижневолжскнефть», АО «ЛУКойл — Нижневолжскнефть» (1968 —наст. время).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник.

24-500

369

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пошвин Владимир Александрович (1939 г. рожд.)

Бугурусланский нефтяной техникум, 1960 г., Московский

нефтяной институт, 1970 г.

Помощник бурильщика экспедиции глубокого бурения тре­ ста «Войвожнефтегазразведка» (1960); помощник бурильщи­ ка, бурильщик, инженер, старший инженер Треста буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1961 —1964); старший инженер, зам. начальника отдела, начальник отдела бурения объединения «Оренбургнефть» (1970 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Прасолов Валентин Александрович (1926 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Свердловский горный институт, 1956 г., канд. техн. наук. Помощник бурильщика, инженер, начальник ПТО, главный инженер КРБ треста «Татнефтеразведка» (1956—1966); за­ ведующий сектором ТатНИПИнефть (1966—1973); заведую­ щий лабораторией Сибирского НИИ нефтяной промышлен­ ности, Красноярского отдела бурения и испытания скважин ВостСибНИИГГнМС, КО СНИИГГиМС, КНИИГиМС (1973 — наст. время).

Имеет боевые и отраслевые награды.

Приклонский Владимир Константинович (1925—1991 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г. Участник Великой Отечественной войны.

Начальник участка нефтепромысла, старший инженер нефте­ промыслового управления «Саратовнефтегаз» (1955—1957); старший инженер, заведующий отделом, и.о. зам. начальни­ ка конструкторского бюро объединения «Саратовнефтегаз» (1957—1974); главный технолог отдела подготовки нефти Управления добычи Миннефтепрома СССР (1974—1985).

Имеет медаль СССР, золотую и серебряную медали ВДНХ, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Проворов Виктор Михайлович (1931 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1959 г.

Геолог треста «Пермнефтегазразведка» (1959—1964); стар­ ший геолог, старший научный сотрудник, заведующий сек­ тором, заведующий отделом Камского филиала ВНИГНЙ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1964—1975); главный специалист-консультант в НИИ неф­ ти и газа ГДР (1975—1978); заведующий отделом Камского отделения ВНИГНИ и КамНИИКИГС ГНПП «Недра» (1978 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Проничев Валерий Григорьевич (1951 г. рожд.)

Бугурусланский нефтяной техникум, 1983 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, помощник бурового мас­ тера Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1972 —наст. время).

Кавалер орденов Трудовой Славы трех степеней, имеет от­ раслевые награды, серебряную медаль ВДНХ.

Прохоренко Николай Владимирович (1931 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, инженер участка, на­ чальник отдела Ачикулакской конторы разведочного бурения (1954—1960); директор конторы глубокого разведочного бу­ рения № 6 Ставропольского НПУ; управляющий трестом «Ставропольбурнефть»; начальник Нефтекумского УБР; на­ чальник, генеральный директор объединения «Ставропольнефтегаз» (1960—1988); работа в Ираке (1988—1990).

Имеет отраслевые награды.

Прохоров Станислав Александрович (1935 г. рожд.)

Петрозаводский государственный университет, 1957 г. Старший геолог, главный геолог экспедиции ГГП «Печорагеофизика» (1960—1995).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный геолог РСФСР, Заслуженный работник народного хозяйства Коми АССР.

Прохоров Михаил Владимирович (1924 г. рожд.)

Герой Социалистического Труда.

Уфимский геолого-разведочный техникум, 1950 г. Участник Великой Отечественной войны.

Техник-геофизик, инженер-оператор, старший геофизик, на­ чальник партий ГГП «Печорагеофизика» (1965—1987).'

2 4 *

371

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны I степени, ордена и медали СССР, отраслевые награ­ ды.

Проценко Василий Иванович (1928—1994 гг.)

Жирновский нефтяной техникум, 1970 г.

Рабочий, электрогазосварщик, помощник бурильщика Апшеронской конторы бурения, Хадыженского треста «Нефтегазразведки» (1948—1953); помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, председатель бурового комитета профсоюза Жирновской конторы бурения треста «Жирновскнефтегазразведка» (1953—1971); начальник РИТС ЖирновскогоУБР объединения «Нижневолжскнефть» (1971—1974); буровой мастер, начальник смены РИТС Нижневартовского УБР объединения «Запсиббурнефть» (1974—1980); буровой мас­ тер, начальник смены ЦИТС Жирновского УБР объединения «Нижневолжскнефть» (1980—1994).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Пудовкин Григорий Федорович (1906—1974 гг.)

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, прораб поисковых партий нефтеразведки (1930—1945); начальник нефтеразведки и партии структурно-поискового бурения гео­ лого-разведочной конторы треста «Куйбышевнефтеразведка» (1945—1963).

Имеет орден Ленина, отраслевые награды.

Пужляков Валентин Иванович (1934 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1962 г. Оператор, топограф, инженер-конструктор, геолог, старший геолог, начальник геологического отдела (1956—1994), глав­ ный геолог НГДУ «Хадыженнефть» АО «Краснодарнефтегаз» (1994 —наст. время).

Пузиков Василий Николаевич (1940 г. рожд.)

Механик-водитель Сургутской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ), Мегионской НРЭ, Мегионской вышкомонтажной кон­ торы (1962—1983); механик-водитель, слесарь Мегионского дорожно-строительного управления АООТ «Мегионнефтегазгеология (1983 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

372

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пузырев Николай Никитович (1914 г. рожд.)

Гурьевский нефтяной техникум, 1934 г., докт. техн. наук, профессор, академик РАН.

Оператор гравиметрической партии (1930); руководитель геофизических исследований в Казахстане (1945—1950); ру­ ководитель лаборатории ВНИИгеофизики (1951 — 1959); зам. директора, заведующий отделом геофизики Института гео­ логии и геофизики Сибирской АН СССР (1959 —наст. вре­ мя).

Имеет отраслевые награды, лауреат Государственной пре­ мии.

Пупшев Алексей Васильевич (1917—1974 гг.)

Стерлbтамакский нефтяной техникум, 1937 г., Московский нефтяной институт, 1943 г.

Инженер, начальник отдела, главный инженер завода «Крас­ ный пролетарий», главный инженер треста, директор геолого­ поисковой конторы треста «Башнефтеразведка» (1943— 1966); начальник отдела Главного управления по бурению Миннефтепрома СССР (1966—1974).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Пургаев Александр Николаевич (1947 г. рожд.)

Бугурусланский нефтепромысловый техникум, 1967 г. Слесарь, мастер, старший механик промысла, главный меха­ ник цеха КРС, зам. начальника ЦИТС НГДУ «Шаимнефть» (1967—1995).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Пустовойтов Иван Дмитриевич (1936 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1959 г. Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар­ ший инженер участка, начальник участка, главный диспет­ чер, начальник отдела, и. о. главного инженера конторы раз­ ведочного бурения № 1, главный инженер Треста буровых работ, Управления буровых работ № 2, Нефтегорского уп­ равления разведочного бурения, начальник Нефтегорского УБР объединения «Куйбышевнефть» (1959—1976); началь­ ник Всесоюзного объединения «Союзнефтеспецматериалы»,

373

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

начальник Управления руководящих кадров и учебных заве­ дений— член коллегии Миннефтепрома СССР (1976—1991); начальник отдела персонала комитетов и отраслей ТЭК Главного управления по комплектованию и подготовке кад­ ров Минтопэнерго РФ, руководитель службы Представитель­ ства ПО «Нижневартовскнефтегаз» в г. Москве, начальник Управления кадров и социального развития АО «Росшельф» (1991 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, лауреат премии Совета Министров СССР, Почетный нефтяник.

Путилин Иван Александрович (1924 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Старший техник-геодезист, старший топограф, начальник топоотряда, старший геодезист объединения «Ямалгеофизика» (1955—1988).

Имеет боевые награды, медали СССР.

Путилов Михаил Федорович (1928 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., канд. техн. наук.

Помощник мастера, инженер, мастер,

начальник

участка,

главный инженер — зам. начальника

НПУ объединения

«Пермнефть» (1952—1961);

директор

Пермского

филиала

Гипровостокнефть,

ПермНИПИнефть (1969—1975);

руково­

дитель нефтяного

контракта

в Алжире

(1975—1977); зам.

начальника Управления по разработке нефтяных месторож­ дений, Управления по повышению нефтеотдачи пластов Мин­ нефтепрома СССР (1977—1985); зам. генерального директо­ ра МНТК «Нефтеотдача», зам. директора ВНИИнефть (1985—1988); консультант ВНИИнефть (1988—1993).

Имеет серебряную медаль ВДНХ, отраслевые награды. За­ служенный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Путимцев Гелий Николаевич (1930 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1955 г.

Геофизик-оператор, старший геофизик-интерпретатор, началь­ ник тематической партии ГГП «Печорагеофизика» (1955— 1995).

Имеет орден и медаль ВДНХ, отраслевые награды.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пучков Виктор Александрович (1939—1993 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1961 г.

Оператор, помощник мастера по добыче нефти НПУ «Чернушканефть», мастер, начальник цеха по опробованию сква­ жин, главный инженер треста «Пермвостокнефтеразведка» объединения «Пермнефть» (1961—1970); зам. начальника, начальник Центральной инженерно-технологической службы, главный инженер, зам. начальника, начальник Речицкого УБР объединения «Белоруснефть» (1970—1980); зам. на­ чальника, начальник ВПО «Союзнефтеспецматериалы» Миннефтепрома; командировка в Алжир (1980—1991); зам. на­ чальника отдела, начальник отдела, зам. директора Депар­ тамента материально-технического обслуживания, коммерче­ ский директор Ассоциации «Стройпрогресс», зам. директора Департамента ГП «Роснефть» (1991 — 1993).

Пчеляков Владимир Петрович (1924—1983 гг.)

Казанский инженерно-строительный институт, 1953 г. Участник Великой Отечественной войны.

Моторист Энгельской нефтебазы, 1942; служба в Советской Армии (1942—1947); мастер, прораб, начальник участка, главный инженер, начальник строительного района, управ­ ляющий трестом «Татнефтепромстрой» (1953—1963); глав­ ный инженер, управляющий трестом № 6 комбината «Татнефтестрой» (1963—1970); главный инженер Строительного управления № 1 треста «Грозгазстрой» (1970—1971); зам. начальника, зам. генерального директора объединения «Бело­ руснефть» (1971 — 1983).

Имеет орден Славы III степени, другие боевые награды, ор­ дена и медали СССР, отраслевые награды.

Пчелкин Юрий Иванович (1926 г. рожд.)

Московский кислородно-сварочный техникум, 1960 г. Мастер, механик, техник, техник-электромеханик автомати­ ческой телефонной станции, техник конструкторского отдела, инженер-конструктор, старший инженер, руководитель груп­ пы Управления эксплуатации производственной связи Миннефтепрома (1947—1987).

Имеет медали СССР.

375

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пчелкин Виктор Николаевич (1938 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1961 г.

Оператор НПУ «Богатовскнефть» объединения «Куйбышевнефть»; инженер, старший инженер, руководитель лаборато­ рии, заведующий отделом, зам. директора, главный инженер ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1961 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Пшеничный Михаил Андреевич (1935 г. рожд.)

Краснодарский нефтяной техникум, 1954 г.

Начальник цеха приема, хранения и отпуска нефтепродук­ тов Туймазинской товарно-транспортной нефтебазы (1957— 1964); инженер по охране труда и технике безопасности Краснодарского районного нефтепроводного управления (1964—1965); зам. начальника Тихорецкой перевалочной нефтебазы № 2 (1965—1975); зам. начальника Тихорецкого районного нефтепроводного управления (1975—1978); на­ чальник линейной производственно-диспетчерской станции «Тихорецкая» (1978—1981); зам. генерального директора по общим вопросам АООТ «Прикаспийско-Кавказские маги­ стральные нефтепроводы» (1981—наст. время).

Имеет медали СССР и отраслевую награду.

Пьянзин Геннадий Иванович (1938 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1964 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар­ ший инженер участка бурения, начальник производственнодиспетчерской службы, начальник отдела НПУ «Бузулукнефть» объединения «Оренбургнефть», начальник Централь­ ной инженерно-технологической службы (ЦИТС) Бузулукского УБР объединения «Оренбургнефть» (1964—1975); на­ чальник ЦИТС, главный инженер, начальник УБР объеди­ нения АО «Удмуртнефть» (1975 —наст. время).

Заслуженный нефтяник Удмуртской Республики.

Пыриков Валентин Николаевич (1937 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1960 г.

Оператор по добыче нефти, мастер, начальник участка НПУ «Альметьевскнефть» (1960—1964). С 1964 г. в НПУ «Сургутнефть» — старший инженер, начальник Центральной инже-

376

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нерно-технологической службы (ЦИТС), затем в Сургутском филиале Гипротюменнефтегаза, НГДУ «Федоровскнефть». В наст. время начальник смены ЦИТС НГДУ «Комсомольскнефть».

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Пяткин Сергей Федорович (1905—1972 гг.)

Бакинский рабочий университет, 1932 г. Герой Социалистического труда.

С 1923 г. по 1969 г. работал в нефтяной промышленности Западного Урала; начальник НПУ «Полазнанефть» объеди­ нения «Пермнефть» (1954—1967).

Имеет три ордена Ленина, медаль СССР.

Рагим-заде Мустафа Джафар Оглы (1922 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1956 г. Оператор, мастер по добыче нефти, зам. заведующего, заве­ дующий нефтепромыслом, зам. начальника НГДУ «Елховнефть» объединения «Татнефть» (1956—1967); начальник НГДУ, зам. начальника объединения «Удмуртнефть» (1967— 1975); главный технолог, начальник отдела Главного управ­ ления проектирования и капитального строительства Миннефтепрома СССР (1975—1985).

Имеет орден, медали СССР и отраслевые награды. Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Радаев Андрей Яковлевич (1925 г. рожд.)

В нефтяной промышленности начал работать в 1951 г. Вышкомонтажник, бригадир вышкомонтажной бригады Отрадненского управления буровых работ объединения «Куй­ бышевнефть» (1956—1986).

Имеет ордена, медаль СССР, отраслевые награды.

Радии Борис Михайлович (1932—1996 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г. Помощник мастера по добыче нефти Соколовогорского НПУ объединения «Саратовнефть» (1955—1956); инженер Гипровостокнефть (1956—1959); главный инженер проектов Пермпроект (1959—1964); начальник отдела проектирования про­ мыслов, заместитель главного инженера Гипротюменнефте-

377

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

газа (1964—1969); директор Татнефтепроекта, главный инже­ нер—первый зам. директора ТатНИПИнефть (1969—1979); эксперт по экономическим вопросам в Ираке (1979—1984); зам. главного инженера, главный инженер — первый зам. ди­ ректора Гипровостокнефть (1984—1990); зам. главного ин­ женера— начальник бюро ГИПов Гипровостокнефти (1990— 1996).

Имеет отраслевые награды, медаль ВДНХ СССР, Почетный нефтяник.

Ражетдинов Урал Загафранович (1935 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1957 г.

Старший оператор на промыслах Ухтинского комбината (1957—1961); работа на нефтепромысле НГДУ «Чекмагушнефть» (1961 — 1965); начальник отдела, главный инженер НГДУ «Уфанефть» (1965—1980); начальник отдела ПО «Башнефть» (1980—1986); начальник НГДУ «Уфанефть» объединения «Башнефть» (1986 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, Заслуженный рационализатор Башкирии.

Разумов Владислав Борисович (1933 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г. Бурильщик, буровой мастер, начальник отдела, главный ин­ женер, директор конторы разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть» (1955—1964); зам. генерального директо­ ра объединения «Оренбургнефть» (1964—1980); руководи­ тель бурового контракта в Ираке (1980—1984); зам. гене­ рального директора объединения «Куйбышевнефть», дирек­ тор по строительству скважин АООТ «Самаранефтегаз» (1984 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, бронзовая медаль ВДНХ.

Разгоняев Николай Федорович (1938 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1967 г.

Бурильщик, мастер, старший инженер, начальник цеха в объединении «Башнефть» (1958—1989); начальник НГДУ «Туймазанефть» (1989 — наст. время).

378

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник Минтопэнерго РФ, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Раковский Нафтулла Лейбович (1928—1986 гг.)

Сызранский нефтяной техникум, 1948 г., Московский нефтя­ ной институт, 1953 г., докт. техн. наук.

Помощник мастера, мастер, зам. начальника участка, на­ чальник ПТО НПУ «Альметьевскнефть» (1953—1958); аспи­ рант, мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник, руководитель сектора, заведующий лабораторией ВНИИнефть (1958—1986).

Имеет орден и медали СССР, в том числе серебряную и бронзовую медали ВДНХ, отраслевые награды, Заслужен­ ный изобретатель СССР.

Раков Петр Петрович (1904—1973 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1932 г. Токарь нефтепромысла, старший инженер, главный инженер, управляющий трестом «Кировнефть» объединения «Азнефть» (1920—1940); главный инженер, зам. управляющего Башнефтекомбинатом (1940—1942); старший инженер, зам. ди­ ректора Андижанского нефтепромысла (1942—1945); управ­ ляющий трестом «Ставропольнефтегаз», директор промысла, главный инженер треста «Саратовнефтегаздобыча» (1945— 1952); старший инженер, начальник сектора, зам. начальни­ ка отдела Главзападнефтедобычи, советник по нефтяным вопросам в Албании (1952—1957); главный специалист Гос­ комитета СССР по координации научно-исследовательских работ, старший инженер отдела Миннефтепрома СССР

(1957—1970).

Награжден орденами и медалями СССР, в том числе орде­ ном Ленина, отраслевыми знаками отличия.

Рамазанов Габибян Салихьянович (1952 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1973 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар­ ший технолог, зам. начальника РИТС, начальник РИТС, секретарь парткома, главный инженер, начальник Туймазинского УБР (1973 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

379

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рапопорт Александр Наумович (1913—1989 гг.)

Харьковский механо-машиностроительный институт, 1937 г. Инженер механик, технорук, начальник цеха в объединении «Грознефть», главный механик конторы, затем комбината и объединения «Казахстаннефть» (1937—1955); главный меха­ ник объединения «Сталинграднефть», Нижневолжского СНХ, объединения «Нижневолжскнефть» (1955—1966); начальник Управления главного механика и главного энергетика Миннефтепрома СССР (1966—1973). Затем работал во ВНИИнефтемаше (1973—1989).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Раптанов Кузьма Герасимович (1926—1995 гг.)

Сызранский нефтяной техникум, 1966 г.

Помощник бурильщика, буровой мастер, начальник смены Центральной инженерно-технологической службы Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1950—1995).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас­ левые награды.

Рассказов Юрий Алексеевич (1934 г. рожд.)

Куйбышевский нефтетехнологический техникум, 1963 г. Электромашинист 5 разряда нефтеперекачивающей станции «Лопатино» Куйбышевского управления нефтепровода «Дружба» (1964—1964); инженер-электрик, старший инже­ нер-электрик нефтеперекачивающей станции «Никольское» (1964—1971), (1973—1977); старший инженер-электрик на головной насосной станции «Шаим» Шаимского нефтепроводного управления (1971—1973); начальник смены Лиси­ чанской линейной инженерно-технической смены, главный энергетик Лисичанского районного нефтепроводного управ­ ления (1977—1978); инженер-электрик нефтеперекачиваю­ щей станции «Шаим», инженер-электрик, старший инженер по технике безопасности Урайского управления магистраль­ ных нефтепроводов (1978 —наст. время).

Расторгуев Валентин Николаевич (1944 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1967 г.

Вся трудовая деятельность связана с одним предприяги-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ем — трестом «Сургутнефтегеофизика», где прошел все сту­ пени профессионального роста от инженера-оператора до главного геолога.

Имеет орден и медали СССР, Заслуженный геолог РФ, По­ четный нефтяник.

Ратнер Вилен Исаакович (1930 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1953 г. Начальник участка, заведующий промыслом, старший инже­ нер, начальник промысла (1953—1969); начальник цеха до­ бычи нефти и газа НГДУ «Абиннефть» АО «Краснодарнефтегаз» (1969 — наст. время).

Имеет медаль СССР.

Рахимкулов Имид Махмудович (1929—1986 гг.)

Грозненский нефтяной техникум, 1950 г., Грозненский нефтя­ ной институт, 1958 г.

Начальник отдела, начальник ПТО, начальник НИЛ, на­ чальник лаборатории по борьбе с коррозией в ЦНИЛ НГДУ «Шаимнефть» (1966—1986).

Рачев Василий Сергеевич (1922 г. рожд.)

Бакинский нефтяной техникум, 1953 г.

Моторист конторы бурения, главный механик треста «Кировобаднефть» (1947—1955); начальник ремонтно-механиче- ского цеха НПО «Сиазаньнефть» (1955—1961); командир пункта (1967—1968); зам. командира Ахтырского военизи­ рованного отряда (1968—1985); командир взвода Ахтырско­ го военизированного отряда (1985—1988).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Раянов Камиль Сабирьянович (1931 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1954 г., канд. техн. наук. Помощник бурильщика, инженер (1954—1955); комсомоль­ ская и партийная работа (1955—1966); директор конторы бурения № 3 треста «Туймазанефть» (1966—1970); главный инженер Нефтекамского УБР (1970 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

381

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ревякин Виктор Иванович (1916—1993 гг.)

Ленинградский горный институт, 1956 г.

Рабочий, техник-топограф (1942—1949); начальник полевых партий, старший инженер, геодезист отдела, зам. начальника экспедиции (1949—1970); начальник отдела, зам. начальни­ ка экспедиции, начальник отдела ГГП «Печорагеофизика» (1970—1976).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник народно­ го хозяйства Коми АССР.

Регельман Михаил Абрамович (1917—1975 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1940 г. Инженер Хадыженской конторы бурения, мастер, начальник цеха, главный инженер ГПЗ треста «Азгаз» (1940—1948); инженер, старший инженер, начальник комплексной экспе­ диции, главный инженер Туркменского фил. ВНИИнефть (1948—1956); директор Миннибаевского ГПЗ (1956—1960); зам. начальника, начальник отдела Управления нефтяной и газовой промышленности СНХ РСФСР (1960—1965); на­ чальник отдела, зам. начальника Главгазпереработки Мингазпрома, Миннефтепрома (1965—1975).

Резник Нафталий Абрамович (1902 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1933 г., канд. эконо­ мических наук.

Экономист, начальник планового отдела буровых и нефтяных предприятий объединения «Азнефть» (1923—1945); началь­ ник планового отдела Главвостокнефтедобычи Миннефте­ прома (1945—1953); начальник отдела ВНИИБурнефти (1953—1955); главный специалист подотдела экономики нефтяной и газовой промышленности Госплана СССР

(1955—1976).

Имеет медаль СССР, Заслуженный экономист Азербайджан­ ской ССР.

Резников Георгий Яковлевич (1928 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик Ачикулакской конторы глубокого бурения (1947—1951); буровой мастер Новогроз­ ненской конторы бурения (1951 — 1960); загранкомандировка (1960—1961, 1964—1966); буровой мастер конторы бурения

382

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1961 — 1964); буровой мастер Мефтекумского УБР (1966— 1975); старшина Ставропольского военизированного отряда (1975—1986).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Резниченко Феликс Григорьевич (1940 г. рожд.)

Украинский полиграфический институт, 1970 г.

Трудовая деятельность на предприятиях СССР (1960—1965); инженер, инженер-конструктор, старший инженер, начальник отдела научно-технической информации, ведущий инженер, начальник технического отдела Управления магистральными нефтепроводами «Дружба» (1965—1970), (1973—1992); за­ гранкомандировка, ПНР (1970—1973); генеральный дирек­ тор ВП «Резерв» (1992—1993); директор ВП «Дружба» про­ изводственного объединения магистральных нефтепроводов (1993—1994); начальник Базы технического обслуживания и комплектации АООТ МН «Дружба» (1994 —наст. время).

Резниченко Иван Никитович (1929 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1958 г., докт. техн. наук.

Старший инженер отдела, инженер участка Северной конто­ ры бурения треста «Краснодарнефтеразведка» (1952—1955); старший инженер производственного инструктажа, руководи­ тель группы НИС (1955—1958), начальник отдела геолого­ разведочной конторы объединения «Краснодарнефть» (1958— 1964); старш. научный сотрудник, заведующий лабораторией, главный научный сотрудник Краснодарского филиала ВНИИ, ВНИИКРнефть —НПО «Бурение» (1964 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Ремизов Александр Михайлович (1942 г. рожд.)

Жирновский нефтяной техникум, 1971 г. Слесарь-ремонтник, электромонтер-ремонтник Жирновского НПУ объединения «Нижневолжскнефть» (1966—1969); по­ мощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Жирнов­ ского УБР объединения «Нижневолжскнефть», управления «Нижневолжскбурнефть» АО «ЛУКойл-Нижневолжекнефть» (1969 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ.

383

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ретюнин Пимен Андрианович (1911 1969 гг.)

Саратовский автодорожный институт, 1941 г.

Трудовую деятельность начал в 1931 г., инженер производ­ ственно-технического отдела строительного управления Главнефтестроя, г. Минск (1946—1947); главный инженер строительно-монтажной конторы геолого-разведочного тре­ ста, г. Саратов (1947—1949); главный инженер, и.о. началь­ ника строительно-монтажного управления объединения «Саратовнефть» (1949—1952); зам. главного инженера, уп­ равляющий трестом «Татнефтепромстрой» (1952—1956); главный инженер Гипротатнефть (1956—1957); директор института «Татнефтепроект» (1957—1965); начальник Управ­ ления проектов и смет Миннефтепрома СССР (1965—1969). Имеет отраслевые награды.

Решетов Алексей Сергеевич (1936 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1959 г.

Начальник сектора, главный инженер Нормативно-исследо­ вательской станции объединения «Нижневолжскнефть» (1959—1968); старший инженер, начальник участка нефте­ разведки геолого-поисковой конторы объединения «Саратовнефтегаз» (1968—1972); начальник Тазовского участка Под­ московной экспедиции глубокого бурения треста «Союзбургаз» (1972—1977); старший инженер, главный технолог Управления по бурению Мингазпрома (1977—1990); началь­ ник отдела, зам. начальника Управления по надзору в неф­ тяной и газовой промышленности Госгортехнадзора РФ (1990 —наст, время).

Имеет орден и медаль СССР.

Рехвиашвили Василий Виссарионович (1911 1995 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1935 г., Академия нефтяной промышленности, 1955 г.

Буровой мастер в объединении «Башнефть», начальник об­ ластной горно-технической инспекции в г. Баку (1935—1940); инженер треста «Прикамнефть», главный инженер Молотовнефтекомбината (1940—1944); главный инженер, зам. на­ чальника объединения «Дальнефтеразведка» (1944—1951); директор конторы бурения, начальник нефтепромыслового управления, управляющий трестом «Куйбышевнефтеразведка» в объединениях «Татнефть» и «Куйбышевнефть» (1951 —

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1968); работал на руководящих должностях в объединениях «Тюменнефтегаз», «Запсиббурнефть», «Сургутнефтегаз» (1968—1988).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас­ левые награды, лауреат Государственной премии.

Ризванов Наиль Масалимович (1929 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1952 г., канд. техн. наук. Инженер, главный инженер, управляющий трестом «Башвостокнефтеразведка» (1952—1972); зам. генерального дирек­ тора ПО «Башнефть» (1972 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Баш­ кирии.

Рислинг Яков Рудольфович (1926—1982 гг.)

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, буро­ вой мастер Нытвенской, Кишертской, Полазненской, Лобановской нефтеразведок (1943—1957); буровой мастер Краснокамского УБР объединения «Пермнефть» (1957—1982).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Роберт Александр Семенович (1936 г. рожд.)

Грузинский политехнический институт, 1960 г.

Инженер, старший инженер, главный специалист, главный технолог, зам. директора ВНИИГПИ (с 1972 г. — СевКавНИПИнефть», 1961 —1994); главный специалист Главного управления новых проектов и инвестиций в нефтедобыче АО «СИДАНКО» (1994 —наст. время).

Рогачев Александр Георгиевич (1937 г. рожд.)

Башкирский государственный университет, 1966 г. Инженер-гидролог Урало-Сибирского нефтепроводного уп­ равления (1965—1979); начальник отдела эксплуатации Нефтеюганского управления магистральных нефтепроводов (1979—1984); зам. начальника Экспедиционного отряда под- водно-технических работ (1984—1989); инженер I категории, зам. главного инженера по охране труда и технике безопас­ ности Нефтеюганского управления магистральных нефтепро­ водов (1989 — наст. время).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

25-500

385

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рогинский Борис Александрович (1905—1952 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1930 г., канд. техн. наук.

Автор и руководитель строительства первой морской эстака­ ды для освоения прибрежной зоны Избербашского нефтяно­ го месторождения. Инженер-конструктор, главный инженер вышкостроительной конторы объединения «Азнефть» (1930— 1936); старший инженер Азнефтепроекта, главный конструк­ тор завода им. 1 Мая, руководитель строительства морской буровой в объединении «Азнефть» (1936—1941); старший инженер Технического управления, зам. начальника Главка Миннефтепрома (1943—1947, 1948—1949); начальник строи­ тельства морской эстакады в Дагестане (1947—1948); старш. научный сотрудник ВНИИнефтемаша, доцент, зав. кафедрой Академии нефтяной промышленности (1949—1952).

Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Рогожин Николай Фролович (1932 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1955 г.

Старший инженер отдела, старший инженер участка, началь­ ник участка, начальник отдела, главный инженер в КРБ НГДУ «Ишимбайнефть», начальник ЦИДС, главный инже­ нер, начальник Ишимбайского УБР (1955 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Рогожина Нина Васильевна (1937 г. рожд.)

Московский электротехнический институт связи, 1962 г. Телефонист, монтер районной телефонной станции, техникэлектромеханик, техник, инженер междугородней телефон­ ной станции, старший инженер, ведущий инженер АО «Связьтранснефть», г. Москва (1955 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

Рогожинский Федор Федорович (1909—1971 гг.)

Герой Социалистического Труда.

Старший коллектор, помощник геолога Бугурусланской неф­

теразведки, треста

«Востокнефть»

(1935—1941);

участковый

геолог, начальник

нефтеразведки

(1941 — 1949);

начальник

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

партии структурно-поискового бурения геологоразведочной конторы треста «Куйбышевнефтеразведка» объединения «Куйбышевнефть» (1949—1962). Первооткрыватель Мухановского и Михайловского нефтяных месторождений.

Имеет орден Ленина, другие ордена СССР и отраслевые на­ грады.

Родыгин Александр Васильевич (1938 г. рожд.)

Пермский государственный университет, 1968 г.

Трудовую деятельность начал в 1958 г. машинистом тампонажной конторы треста «Татбурнефть». Инженер, старший инженер, начальник цеха конторы глубокого разведочного бурения № 5 треста «Пермвостокнефтеразведка» (1964— 1970); начальник отдела, начальник прокатно-ремонтного цеха труб и турбобуров, начальник базы производственного обслуживания Речицкого УБР (1970—1983); начальник Тампонажного управления объединения «Белоруснефть» (1983 — наст. время). Участник ликвидации последствий аварии на Чернобыльской АЭС.

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Розенберг Вера Филипповна (1924—1991 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1946 г. Инженер нефтеперерабатывыющего завода, старший инже­ нер, старший научный сотрудник, руководитель сектора, за­ ведующая лабораторией ингибиторов коррозии ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1946—1991). Автор ингибиторов кор­ розии «ДОН-11», «Тайга-2», «И-4-Д».

Имеет орден СССР и отраслевые награды.

Розенберг Максим Давидович (1916 г. рожд.)

Киевский Государственный университет, 1937 г., докт. техн. наук, профессор.

Участник Великой Отечественной войны.

Аспирант, ассистент Киевского Государственного универси­ тета (1937—1941); старш. научный сотрудник НИИ-108 НКЭП, Московского нефтяного института (1944—1951); старш. научный сотрудник, начальник отдела, главный науч­ ный сотрудник ВНИИнефть (1951—1914); советник генераль­ ного директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 — наст. вре­ мя).

25*

387

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет боевые награды, орден и медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ, Почетный нефтя­ ник.

Розов Валентин Юрьевич (1944 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1966 г.

Оператор по добыче нефти, старший геолог, начальник цеха, зам. начальника отдела ПО «Коминефть» (1967—1983); ве­ дущий инженер, главный технолог отдела Геологического управления Миннефтепрома, главный геолог Департамента геологоразведочных работ корпорации «Роснефтегаз», на­ чальник отдела, зам. директора Департамента геолгоразведочных работ и разработки месторождений ГП «Роснефть» (1983—1994); зам. директора, директор Департамента гео­ логоразведочных работ АО «СИДАНКО» (1994 —наст. вре­ мя).

Имеет отраслевые награды, Почетный работник Минтоп­ энерго РФ.

Романенко Николай Давыдович (1936 г. рожд.)

Дизелист, старший дизелист нефтегазоразведочной экспеди­ ции № 2 треста «ПНГР», НРЭ-5 треста «ВВНГР» (1961 — 1969); старший механик, старший технолог, инженер-техно­ лог ПГО «Усинскгеонефть» (1969 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Романова Вера Михайловна (1944 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1967 г.

Коллектор, техник Оренбургского геологического управле­ ния, геолог, старший геолог геолого-поисковой конторы объ­ единения «Оренбургнефть» (1964—1980); старший геолог, геолог, ведущий геолог цеха комплексно-тематической экс­ педиции ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1980 — наст. время).

Романов Виктор Алексеевич (1937 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1960 г.

Оператор добычи нефти, мастер, начальник участка, главный инженер, директор нефтепромысла «Тунгор» НГДУ «Восток-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефть» объединения «Сахалиннефть»; начальник объединен­ ного диспетчерского управления, начальник отдела добычи, главный инженер Всесоюзного промышленного объединения «Сахалинморнефтегазпром»; главный инженер — первый зам. генерального директора, советник генерального дирек­ тора объединения (АО) «Сахалинморнефтегаз» (1960 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Романов Михаил Алексеевич (1924 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1962 г. Слесарь, помощник мастера, старший инженер цеха добычи, начальник цеха, главный инженер (1950—1971), начальник НГДУ «Приазовнефть» объединения «Краснодарнефтегаз» (1971 — 1980).

Имеет орден и медали СССР.

Романов Николай Алексеевич (1939 г. рожд.)

Слесарь КИПиА нефтеперекачивающей станции «Становая» Мичуринского управления нефтепровода «Дружба» (1965— наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

Романов Евгений Михайлович (1919 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1948 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инженер-оператор, начальник полевой партии, главный ин­ женер геофизической конторы, старший инженер Вычисли­ тельного центра ГГП «Печорагеофизика» (1948—1983).

Имеет боевые и отраслевые награды.

Ропяной Юрий Сергеевич (1929—1994 гг.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Оператор газопромысла, слесарь треста «Укргаз» (1947— 1948); помощник бурильщика, инженер технического отдела, старший инженер производственно-технического отдела, глав­ ный инженер контор бурения треста «Волгограднефть» (1955—1962); старший инженер Управления нефти и газа Нижне-Волжского СНХ (1962—1964), НИС треста «Волго­ граднефть», зам. начальника производственно-технического

389

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

отдела, начальник отдела бурения, зам. начальника по буре­ нию объединения «Нижневолжскнефть» (1964—1975); на­ чальник технологического отдела, зам. начальника, началь­ ник Управления по бурению Миннефтепрома СССР (1975— 1990).

Имеет орден и медали СССР, Заслуженный работник неф­ тяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтя­ ник.

Ростовцев Виктор Николаевич (1935 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1958 г.

Инженер-геолог СНИИГИМС, геолог Ямало-Ненецкой экс­ педиции, геолог тематической экспедиции СЗГУ, старший геолог, начальник партии Архангельской геологической экс­ педиции, старший геолог ВНИГРИ, главный геолог, началь­ ник партии ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка», главный геолог ЭГГИ (1958 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Ртищев Дмитрий Андреевич (1926 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик Отрадненского управле­ ния буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1961 — 1994).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Рубцов Павел Калинович (1949 г. рожд.)

Рабочий топогруппы НГДУ «Шаимнефть» (1966—1968); электромонтер, оператор по подземному ремонту скважин УПНПиКРС УРС ПО «Урайнефтегаз» (1970 —наст. время). Имеет медали СССР.

Руденко Вера Леонтьевна (1932 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1956 г.

Инженер по нормированию, экономист (1956—1963), началь­ ник планового отдела (1963—1984); главный экономист Полазненского УБР объединения «Пермнефть» (1984 — 1990)

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

390

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рудкевич Валерий Николаевич (1941 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1965 г.

Механик, инженер, старший инженер, главный инженер СМУ, начальник цеха проката и ремонта нефтепромыслового обо­ рудования НГДУ «Уфанефть» объединения Башнефть (1965—1972); работа в Сирии (1972—1974); работа в систе­ ме Миннефтегазстроя на строительстве компрессорных стан­ ций на газопроводе (1975—1981); ведущий инженер, началь­ ник отдела, главный технолог, директор Департамента глав­ ного механика Миннефтепрома, Роснефтегаза, ГП Роснефть (1981 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Рузов Давид Владимирович (1900—1970 гг.)

Заведующий сектором, зам. управляющего конторой, началь­ ник отдела Прикамнефть, Главвостокнефть, Наркомтяжпром, Наркомнефть, Грознефть (1930—1957); зам. началь­ ника Управления материально-технического снабжения Главгеологии РСФСР, Миннефтепрома СССР (1960—1970). Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Рукавицына Вера Степановна (1912—1975 гг.)

Пермский финансово-экономический техникум, 1930 г. Работа в объединении «Башнефть» (1931—1934); экономист Левшинской нефтеразведки, стажист треста «Прикамнефть» (1934—1938); заведующая отделом статистики, зам. началь­ ника ПЭО (1938—1954); старший инспектор по руководящим кадрам объединения «Пермнефть» (1954—1967).

Имеет орден и медали СССР.

Рукавишников Артемий Трофимович (1938 г. рожд.)

Октябрьский нефтяной техникум, 1957 г.

Старший дизелист, начальник прокатно-ремонтного цеха, главный механик ПГО «Усинскгеонефть» (1967—1991). Имеет отраслевые награды.

Русаков Геннадий Николаевич (1940 г. рожд.)

Новочеркасский политехнический институт, 1963 г. Электромонтер Альметьевского районного нефтепроводного

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

управления (1963—1964); инженер, старший инженер, на­ чальник службы КИПиА Северо-Западного нефтепроводного управления (1964—1968); начальник службы КИПиА, зам. начальника Полоцкого управления нефтепровода «Дружба» (1968—1978); начальник, зам. начальника Управления маги­ стральных нефтепроводов «Дружба» (1978—1992); зам. ге­ нерального директора АООТ МН «Дружба» (1992 —наст. время).

Имеет орден СССР, орден «За заслуги Польской Народной Республики 5-го класса», Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ.

Рустамбеков Фатулла Асад оглы (1867—1946 гг.)

Санкт-Петербургский технологический институт, 1893 г. Работа в разных фирмах (1893—1906); управляющий нефтя­ ным промыслом Мусы Нагиева (1906—1920); управляющий промысловым отделом, член президиума Азнефтекома, ди­ ректор промыслов и первый помощник начальника Азнефти, член правления Азнефти, старший технический директор Азнефти (1920—1930); главный инженер треста «Углеразведка», главный инженер Азнефтепромпроекта (1931 —1937). Имеет орден Трудового Красного Знамени (1925 г.) и отрас­ левые награды.

Рустамбеков Асад Фатулла Оглы (1911 — 1982 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1932 г., канд. техн. наук.

Инженер, старший инженер группы бурения бакинских про­ мыслов Лок-Батан, Пута, главный инженер конторы бурения треста Кара-Чухур, ЦИСОН Главнефтедобычи Кав­ каза, главный инженер трестов «Азнефтеразведка», «Башнефтеразведка», «Апшероннефтегаз», управляющий трестом «Азнефтеразведка» (1932—1968); зам. директора АзНИИбурнефть, АзНИПИнефть (1968—1982).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный инженер Азерб. ССР.

Рустамбеков Тофик Фатуллаевич (1918 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1941 г. Старший инженер, старший механик бакинской эксперимен­ тальной конторы турбинного бурения, начальник сектора

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Наркомнефти, зам. управляющего трестом Дагнефть (1941 — 1952); главный инженер — управляющий трестом «Альметьевбурнефть», зам. начальника Управления нефтяной про­ мышленности Татарского СНХ, Средне-Волжского СНХ (1952—1965); зам. начальника объединения «Азнефть», зам. министра Миннефтепрома Аз.ССР (1965—1970); главный инженер — зам. начальника Управления по бурению Мин­ нефтепрома (1970—1988); старший научный сотрудник ВНИИБТ (1988—1993).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, Заслуженный деятель науки и техники Тат. АССР, лауреат премии им. акад. И. М. Губ­ кина.

Руфф Георгий Эдгардович (1947 г. рожд.)

Хадыженский нефтяной техникум, 1975 г.

Токарь конторы бурения «Краснодарбурнефть» (1969—1970); слесарь-ремонтник Ахтырского УБР объединения «Краснодарнефтегаз» (1970—1974); оператор, мастер ПРС НГДУ «Абиннефть» (1974—1977); районный инженер Ахтырского военизированного отряда (1977—1987); командир Ахтырско­ го военизированного отряда (1987—1992); начальник ЮжноРоссийской противофонтанной военизированной части (1992 — наст. время).

Рыжова Ирина Петровна (1924 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1947 г.

Техник по бурению Мордовской нефтеразведки Московского фил. ВНИГРИ (1947—1948); сменный мастер южной экспе­ диции Московского фил. ВНИГРИ, командировка в Монго­ лию (1948—1949); инженер Техуправления, Отдела экспер­ тизы проектов и смет Миннефтепрома (1949—1957); инже­ нер-экономист ВИМС (1957—1963); старший экономист геолого-разведочной партии, старший инженер, и.о. началь­ ника, начальник планового отдела нефтеразведочной экспе­ диции № 2 треста «Печорнефтегазразведка» (1963—1971); старший инженер Управления экспертизы проектов и смет Миннефтепрома (1971 — 1980).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды.

393

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рябенко Леонтий Григорьевич (1937 г. рожд.)

Брянский институт транспортного машиностроения, 1964 г. Мастер инструментальной площадки, механик, старший ме­ ханик, начальник ремонтно-механического цеха ПГО «Усинскгеонефть» (1969 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Рябенок Петр Яковлевич (1937 г. рожд.)

Водитель, слесарь линейной производственно-диспетчерской станции «Унеча» Гомельского (1965—1991), Брянского (1991—наст. время) управления нефтепровода «Дружба». Имеет медаль СССР.

Рябинина Зоя Кирилловна (1913 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1939 г., канд. техн. наук.

Мл. научный сотрудник Московского нефтяного института (1945—1951); мл. научный сотрудник, старш. научный со­ трудник, заведующая лабораторией ВНИИнефть (1951 — 1992).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Рябинкин Лев Александрович (1910—1985 гг.)

Московский геолого-разведочный институт, 1932 г., докт. техн. наук, профессор.

Научный сотрудник НИГРИ, Всесоюзной конторы геофизи­ ческих разведок (ВКГР), Государственного союзного геофи­ зического треста (ГСГТ) (1932—1939); ассистент Москов­ ского геолого-разведочного института (1939—1942); директор, научный руководитель ГСГТ, ЦНИЛгеофизика (1942—1944), доцент, профессор, заведующий кафедрой полевой геофизики Московского нефтяного института (1944—1985).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии, Почетный нефтяник.

Рябинова Лилия Григорьевна (1940 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1966 г., Тюменский инду стриальный институт, 1975 г.

Техник, геофизик-интерпретатор сейсмопартии Шаимской

394

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

промыслово-геофизической конторы; старший инженер пар­ тии централизованной обработки, старший геофизик партии цифровой обработки, ведущий геофизик департамента обра­ ботки и интерпретации Тюменнефтегеофизики (1968 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Рябоконь Сергей Александрович (1936 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1959 г., докт. техн. наук, профессор.

Помощник бурильщика, старший инженер нефтеразведки глубокого бурения (1959—1962); начальник участка, стар­ ший инженер отдела, главный инженер конторы бурения треста «Краснодарнефтеразведка» (1962—1969); работа в Пакистане (1969—1971); заведующий лабораторией, зам. директора ВНИИКРнефть по научной работе, зам. генераль­ ного директора, генеральный директор НПО «Бурение» (1971—наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный изобретатель Рос­ сии, лауреат премии имени акад. И. М. Губкина, Почетный нефтяник.

Рябчиков Василий Родионович (1904—1986 гг.)

Горная академия, 1930 г.

Инженер московского завода «Нефтегаз», главный инженер проекта Нефтепроекта (1930—1939); главный инженер про­ екта, директор строительства Уфимского нефтеперерабаты­ вающего завода (1939—1945); начальник Главнефтепереработки, зам. Министра Миннефтепрома СССР (1946—1956); председатель Чечено-Ингушского СНХ, зам. Председателя Госплана РСФСР (1957—1974).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе два ордена Ле­ нина, отраслевые награды. Лауреат Государственной премии.

Сабахутдинов Салих Шамсиевич (1934 г. рожд.)

Помощник бурильщика Картовского участка бурения (1953); помощник бурильщика, бурильщик треста «Туймазабурнефть» (1956—1963); бурильщик Сургутской НГРЭ (1963— 1971); бурильщик, буровой мастер управления «Спецподземстрой» (1971—1974); бурильщик, помощник бурового масте­ ра, начальник смены РИТС, буровой мастер, мастер по слож-

393

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ным работам Сургутской НГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1974 — наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды.

Сабирзянов Абдулла Сабирзянович (19001973 гг.)

Герой Социалистического Труда. Участник гражданской войны.

В нефтяной промышленности работал с 1921 г. Буровой мас­ тер конторы бурения № 2 треста «Первомайбурнефть» объ­ единения «Куйбышевнефть» (1953—1959).

Награжден двумя орденами Ленина, другими орденами и медалями СССР, отраслевыми наградами, Почетный нефтя­ ник.

Сабирзянов Садык Абдулович (1931 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1955 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, глав­ ный инженер треста «Первомайбурнефть» (1955—1958); ди­ ректор конторы разведочного бурения № 1, управляющий трестом буровых работ № 2, начальник Нефтегорского УБР объединения «Куйбышевнефть» (1958—1972); зам. директора ВНИИТнефть (1972—1976); консультант-руководитель кол­ лектива советских специалистов нефтяников в Сирии (1976— 1979); зам. директора ВНИИТнефть (1979 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Сабирзянов Ахат Кабирович (1927—1984 гг.)

Московский нефтяной институт, 1943 г.

Буровой мастер, главный инженер, директор конторы буре­ ния № 3 треста «Первомайбурнефть» объединения «Куйбы­ шевнефть» (1943—1968). В дальнейшем работал на руково­ дящих должностях в Западной Сибири, зам. генерального директора объединения «Актюбинскнефть».

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

Сабитова Люция Гакиловна (1941 г. рожд.)

Казанский финансово-экономический институт, 1968 г. Инженер-экономист Ромашкинского районного нефтепровод-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ного управления (1965—1974); старший инженер-экономист, начальник планово-финансового отдела АООТ «Северные магистральные нефтепроводы» (1974 — наст. время).

Имеет медаль СССР.

Саблин Александр Сергеевич (1941 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1966 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Оператор в Жирновском НПУ ПО «Нижневолжскнефть» (1959—1961); геолог участка в Медведицкой конторе буре­ ния, старший геолог цеха тампонажной конторы, начальник отдела Жирновского УБР ПО «Нижневолжскнефть» (1966— 1976); работа в Алжире (1976—1980); руководитель группы геологического анализа, главный геолог Жирновского УБР, Жирновского НГДУ (1980—1995); главный геолог — зам. генерального директора АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1995 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Савельев Илья Васильевич (1903—1971 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1936 г. Коллектор, техник, геолог предприятий объединения «Азнефть» (1921—1938); геолог треста «Сызраньнефть» (1938— 1940); главный геолог промысла объединения «Казахстаннефть» (1940—1946); главный геолог треста «Термезнефть» (1946—1950); начальник геологического отдела Миннефтепрома СССР (1950—1957); главный специалист, начальник отдела Главного управления нефтяной и газовой промышлен­ ности ВСНХ, СНХ РСФСР (1961—1965); старший инженер отдела Главвостокдобычи Миннефтепрома СССР (1965— 1968).

Имеет отраслевые награды.

Савонин Александр Осипович (1942 г. рожд.)

Бузулукский нефтяной техникум, 1968 г.

Дизелист, машинист-моторист, инженер-механик Сахалин­ ского УБР объединения «Сахалиннефть» (1968—1973); стар­ ший механик, старший инженер Ноглинского УБР (1973— 1983); слесарь-монтажник РСУ ПО «Оханефтегаздобыча» (1983—1984); районный инженер Сахалинского военизиро­ ванного отряда (1964 —наст. время).

397

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Савин Владимир Артемьевич (1936 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1959 г. Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар­ ший инженер, начальник участка бурения конторы разведоч­ ного бурения № 1 треста «Куйбышевнефтеразведка» (1959— 1967); главный инженер конторы бурения № 5 треста «Бу-

зулукбурнефть»

(1967—1970); главный

инженер (1970—

1977), начальник Бугурусланского УБР

объединения (АО)

«Оренбургнефть»

(1977 — наст. время).

 

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Савинов Александр Иванович (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Инженер «Дальнефти», старший инженер, начальник ПТО, директор Охинской геологоразведочной конторы (1952— 1966); управляющий трестом «Ярославнефтегазразведка», директор ВМК Вуктыльского УБР (1966 — наст. время).

Имеет медаль СССР.

Савчук Николай Александрович (1930 г. рожд.)

Сахалинский нефтяной техникум, 1964 г.

Товаровед, плотник, дорожный мастер, директор Ремонтностроительного управления; главный инженер Управления АО «Сахалинморнефтегаз» (1953—1995).

Почетный гражданин г. Оха.

Савицкий Иосиф Николаевич (1926—1995 гг.)

Львовский политехнический институт, 1956 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инженер, мастер по исследованию скважин, геолог участка, старший геолог НПУ «Первомайнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1956—1964); главный геолог НГДУ «Бузулукнефть» (1964—1986); мастер Учебно-курсового комбината объединения (АО) «Оренбургнефть» (1986—1995).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Савостьянов Николай Андреевич (1930 г. рожд.)

Московский геологоразведочный институт, 1953 г., канд. техн. наук, член-корреспондент Академии естественных наук РФ.

398

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

С 1953 г. по настоящее время работа в различных организа­ циях и на предприятиях Миниефтепрома, ассоциации «Нефтегеофизика», ГП «Роснефть» — инженер, старший инженер, мл. научный сотрудник, руководитель лаборатории ВНИИгеофизика, советник по нефти и газу в Индии, начальник отдела Главнефтегеофизики, секретарь парткома Миниефте­ прома СССР, председатель правления — генеральный дирек­ тор ассоциации «Нефтегеофизика», директор Департамента геофизических работ.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Саднов Александр Леонтьевич (1926 г. рожд.)

Буровой рабочий, бурильщик, буровой мастер, инженер по бурению (1942—1956), начальник нефтеразведки геолого­ поисковой конторы объединения «Пермнефть» (1956—1981). Им еет орден СССР.

Садчиков Григорий Степанович (1930—1995 гг.)

Московский нефтяной институт, 1966 г.

Мастер по добыче нефти и газа, начальник структурно-кар- тировочной партии, зам. начальника участка по добыче неф­ ти, главный инженер нефтепромысла, директор нефтепро­ мысла НГДУ «Бугурусланнефть» объединения «Оренбургнефть» (1950—1972); главный инженер Строительно-мон­ тажного управления НГДУ «Узеньнефть» (1972—1973); главный инженер Игринского НГДУ, начальник Централь­ ной инженерно-технологической службы, начальник Базы производственного обслуживания, главный экономист, по­ мощник начальника Ижевского НГДУ объединения «Удмуртнефть» (1973—1995).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Удмурт­ ской Республики.

Садчиков Петр Борисович (1933 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1956 г., канд. техн. наук.

Оператор, инженер, мастер Мухановского нефтепромысла (1956—1958); аспирант, мл. научный сотрудник, старш. науч­ ный сотрудник, заведующий сектором, заведующий лабора­ торией ВНИИнефть (1958—1987); ученый секретарь ВНИИнефть и РМНТК «Нефтеотдача» (1987 —наст. время).

399

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Садчиков Юрий Степанович (1923—1995 гг.)

Московский нефтяной институт, 1954 г. Участник Великой Отечественной войны.

Трудовую деятельность начал в 1940 г. учителем в школе. Служба в Советской Армии (1941—1945); студент Бугурус­ ланского нефтепромыслового техникума (1946—1948); стар­ ший инженер, главный инженер, после перерыва на учебу в институте — директор геологоразведочной конторы НПУ «Бугурусланнефть» (1948—1956); Второй секретарь, Первый секретарь Бугурусланского горкома КПСС (1956—1960); управляющий трестом «Оренбургнефтегазразведка» (1960— 1962); Первый секретарь, Второй секретарь Бугурусланского горкома КПСС (1962—1967); начальник Бугурусланского НГДУ объединения «Оренбургнефть» (1967—1985).

Имеет орден Отечественной воины II степени, другие боевые награды, ордена и медали СССР, отраслевые награды, За­ служенный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Сазонов Борис Федорович (1929 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1952 г., канд. техн. наук.

Старш. научный сотрудник, руководитель сектора, начальник лаборатории, зам. директора по науке в области технологии разработки нефтяных пластов, ведущий научный сотрудник отдела разработки нефтяных месторождений Гипровостокнефть (1952 —наст. время). Является автором или соавто­ ром технологии разработки большого числа нефтяных зале­ жей Самарской и Оренбургской областей, Удмуртской рес­ публики и Западного Казахстана, в т. ч. крупнейшего место­ рождения Тенгиз.

Имеет отраслевые награды, лауреат Ленинской премии, лау­ реат премии им. акад. И. М. Губкина, Заслуженный работ­ ник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Сайтов Гелий Суфьянович (1928 г. рожд.)

Уфимский геолого-разведочный техникум, 1948 г., Москов­ ский нефтяной институт, 1964 г.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Старший коллектор Октябрьской ГПК (1948—1966); стар­ ший геолог, главный геолог Белокатайской конторы бурения треста «Башвостокнефтеразведка» (1966—1970); начальник отдела Бирского УБР (1970—1974); главный геолог Красно­ холмского УБР (1974—1988).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Сайфуллин Мидхат Саубанович (1927 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Старший геолог нефтепромысла № 3, начальник отдела НГДУ «Туймазанефть» (1952—1957); главный геолог НГДУ «Арланнефть» (1957—1989).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Сакадин Алексей Никитович (1928—1975 гг.)

Герой Социалистического труда.

Помощник бурильщика, бурильщик треста «Бугурусланнефть» (1947—1963); буровой мастер Бугурусланского УБР объединения «Оренбургнефть» (1964—1975).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас­ левые награды.

Салажев Валентин Михайлович (1933 г. рожд.)

Казанский государственный университет, 1955 г.

Оператор, геолог, старший геолог, заведующий промыслом «Махачкала» НПУ «Дагнефть» (1955—1963); начальник от­ дела, главный геолог объединения «Дагнефть» (1963—1973); заведующий сектором, заведующий отделом, директор инсти­ тута, ведущий научный сотрудник Гомельского отдела Укр-

гипроНИИнефть —ныне БелНИПИнефть (1973 — наст. вре­ мя).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Салов Юрий Аполлонович (1930 г. рожд.)

Саратовский государственный университет, 1953 г.

Геолог, начальник партии, главный геолог конторы, треста «Волгограднефтегеофизика» (1953—1965); зам. начальника— главный геолог Управления нефтегеофизики, зам. начальни-

26-500

401

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ка — главный геолог Главнефтегеофизики Миннефтепрома (1965—1991); главный геофизик Департамента геологораз­ ведочных работ ГП «Роснефть» (1991 —наст. время).

Имеет отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Самарцев Валентин Николаевич (1920 г. рожд.)

Московский Государственный университет, 1949 г., канд. гео­ лого-минералогических наук.

Участник Великой Отечественной войны.

Геолог ВНИИгаза (1949—1953); старш. научный сотрудник, руководитель группы, руководитель сектора ВНИИнефть (1953—1986).

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны II степени.

Самоделкин Борис Васильевич (1939 г. рожд.)

Трудовая деятельность на различных предприятиях (1962 1966); слесарь КИП нефтеперекачивающей станции «Тю­ мень» Тюменского управления магистральных нефтепроводов АООТ «Сибнефтепровод» (1966 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Самойлов Евгений Николаевич (1937 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1972 г.

Электромонтер, бригадир, мастер участка конторы «Сельэлектрострой» (1955—1956); электромонтер, инженер-элек­ трик, старший инженер-электрик нефтепромысла № 3, стар­ ший инженер-диспетчер того же нефтепромысла, начальник сетевого района по ремонту, начальник сетевого района №5. зам. начальника цеха, начальник цеха, начальник смены ЦИТС, зам. начальника по экономическим вопросам НГДУ «Аксаковнефть» (1959—1981); зам. начальника отдела, на­ чальник отдела ПО «Башнефть» (1981 — 1995); зам. гене­ рального директора АНК «Башнефть» (1995 —наст. время). Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный эко­ номист Республики Башкортостан.

Самончик Николай Михайлович (1950 г. рожд.)

Дрогобычский нефтяной техникум, 1972 г.

Помощник бурильщика, бурильщик (1972—1973); буровой мастер Речицкого управления разведочного бурения объеди-

402

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нения «Белоруснефть» (1973 —наст. время).

Имеет орден, медаль СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

Самсоненко Владимир Глебович (1946 г. рожд.)

Новосибирский государственный университет, 1970 г. Инженер, старший геофизик опытно-методической партии, начальник партии цифровой обработки Тюменнефтегеофизики (1970 — по наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Самчук Михаил Демьянович (1939 г. рожд.)

Дизелист, бурильщик в Сарапульской экспедиции, буровой мастер в Игринской и Завьяловской экспедициях объедине­ ния «Удмуртгеология» (1963 —наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Удмуртской Республики.

Сандурский Богуслав Флорионович (1930 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1954 г.

Мастер, старший мастер, инженер-механик в НГДУ «Туймазанефть» (1954—1959); главный механик, секретарь парт­ кома в НГДУ «Арланнефть» (1959—1972); главный инже­ нер, начальник НГДУ «Южарланнефть» (1972—1984); зам. генерального директора, генеральный директор ПО «Башнефть» (1984 — наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Сапрыга Анатолий Георгиевич (1922 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Дизелист, механик, главный механик, заведующий экспери­ ментальной мастерской Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбышевнефть» (1947—1982).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, бронзовую ме­

 

даль ВДНХ, Заслуженный рационализатор РСФСР.

26*

403

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Саркисянц Борис Рубенович (1930 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1955 г.

Геолог, старший геолог, начальник геологического отдела в системе объединения «Татнефть» (1955—1966); начальник отдела, зам. начальника крупнейшего НГДУ «Федоровскнефть» АО «Сургутнефтегаз» (1966 — наст. время).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Саттаров Чингиз Гусейнович (1937 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1959 г.

Помощник бурильщика, бурильщик Треста буровых работ № 2 объединения «Куйбышевнефть» (1959—1960); буриль­ щик Бакинской экспериментальной конторы электробурения, старший лаборант, старший инженер лаборатории Азербай­ джанского нефтяного института, бурильщик, буровой мастер, старший инженер объединения «Морнефть», зам. начальни­ ка Технического управления Миннефтепрома АзССР, началь­ ник отдела объединения «Азнефть» (1960—1972); главный технолог, начальник отдела Главного управления по развед­ ке и разработке морских месторождений нефти и газа (1972—1979); главный специалист, зам. начальника подот­ дела Отдела нефтяной промышленности Госплана СССР

(1980-1986, 1989—1991); работа в Анголе (1986-1989); работа в фирме «Внештоппром» (1991—наст. время). Имеет отраслевые награды.

Саттаров Максум Муртазович (1928 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1951 г., докт. техн. наук, про­ фессор.

Работа в Уфимском нефтяном институте (1956—1957); руко­ водитель лаборатории, отдела БашНИПИнефть (1957—1975); работа во ВНИИнефти и ВНИИОЭНГе в г. Москва (1975 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Сафанеев Борис Васильевич (1943 г. рожд.)

Саратовский нефтяной геолого-разведочный техникум, 1966 г. Помощник бурильщика, моторист, старший механик УстьБалыкской НРЭ (1966—1979); начальник Курганского участ­ ка Омской ГРЭ (1979—1986); машинист буровой установки

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тамбейской, Юганской НГРЭ (1986—1990); машинист буро­ вой установки В-СНГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1990— наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Сафиуллин Мидхат Назифуллович (1927—1987 гг.)

Уфимский нефтяной институт, 1951 г., канд. техн. наук. Бурильщик, старший инженер участка, начальник отдела конторы бурения № 3, главный инженер конторы бурения № 2 треста «Туймазабурнефть» (1952—1964); работа в За­ падной Сибири (1964—1987). Непосредственный организатор буровых работ в Западной Сибири.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственных премий, Почетный нефтяник.

Сафиуллин Мухамет Гатиатулович (1926 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1963 г.

Техник, экономист, старший инженер, начальник отдела тре­ ста «Татнефтеразведка» (1947—1957); зам. начальника от­ дела Татарского СНХ (1957—1963); начальник отдела объ­ единения «Татнефть» (1963—1965); начальник отдела Управ­ ления труда и зарплаты Миннефтепрома СССР (1965—1975); старший научный сотрудник ВНИИОЭНГ (1975—1992).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник. Сафонов Евгений Николаевич (1947 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1970 г.

Оператор, мастер, начальник опытного участка, начальник смены РИТС, старший инженер нефтепромысла, начальник нефтепромысла, главный инженер —зам. начальника НГДУ «Южарланнефть» (1970—1994); главный инженер —зам. ге­ нерального директора ПО «Башнефть», АНК «Башнефть» (1994 — наст. время).

Сафонов Серафим Владимирович (1922 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г., канд. техн. наук. Участник В елнкой Отечественной войны.

Инженер, мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник, заведующий лабораторией ВНИИнефть (1956—1994); совет­ ник генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 — наст. время).

405

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет боевые награды, среди них ордена Отечественной вой­ ны I н II степени, орден и медали СССР, в том числе две серебряных и две бронзовых медали ВДНХ, отраслевые на­ грады, Заслуженный работник нефтяной и газовой промыш­ ленности РСФСР, Почетный нефтяник, лауреат Государ­ ственной премии Казахской Республики, Изобретатель СССР,

лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Сафонов Борис Степанович (1926 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1949 г.

Инженер-механик, начальник нефтеразведки, главный меха­ ник Горьковского геологического управления (1949—1951); начальник отдела, главный инженер экспедиции Камчатско­

го геологического управления (1951 — 1954);

главный меха­

ник, начальник цеха ППД, зам. начальника

НПУ «Альме-

тьевнефть» объединения «Татнефть» (1954—1965); зам. уп­ равляющего трестом «Башнефтегазразведка» (1965—1966); главный механик Управления нефтемашремонт Миннефтепрома СССР (1966—1972); главный специалист, начальник подотдела Отдела химического и нефтяного машиностроения Госплана СССР (1972—1988).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Сахаров Федор Михайлович (1895—1977 гг.)

Московский нефтяной институт, 1936 г.

Начал работать в 1907 г. — от подпаска в деревце до началь­ ника стройучастка «Мосокрстроя» (1907—1930); старший инженер, начальник отдела конторы геофизической развед­ ки, руководитель группы кадров нефтяной промышленности, и.о. начальника геологического отдела, старший инженергеолог Наркомнефти, начальник отдела руководящих кадров Минюжзападнефти, Миннефтепрома СССР (1936—1957); работа в Государственном Комитете по координации научноисследовательских работ РСФСР, Госкомнефтедобыче, в Управлении кадров Миннефтепрома (1957—1966).

Награжден медалями СССР.

Сахарова Антонина Михайловна (1925 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1948 г.

Инженер-экономист конторы бурения объединения «Башнефть», старший инженер, начальник сектора объединения

40В

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Татнефть» (1948—1953); старший инженер, старший эконо­ мист Отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана

СССР (1956—1963); старший инженер, главный специалист Госкомнефтедобычи, зам. начальника отдела, начальник от­ дела Планово-экономического управления Миннефтепрома

СССР (1963—1983).

Имеет отраслевые награды. Заслуженный экономист РСФСР. Почетный нефтяник.

Светловский Василий Иванович (1928—1988 гг.)

Краснодарский нефтяной техникум, 1956 г.

Начальник ЦКРС НПУ «Шаимнефть» (1964—1965); началь­ ник участка НПУ «Сухой Бор» (1965—1967); председатель профкома профсоюза, начальник ЦКРС, начальник смены ЦИТС, зам. начальника цеха № 1, инженер по подготовке нефти и газа, поддержания пластового давления НПУ «Шаимнефть» (1967—1988).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Свиридов Владимир Сергеевич (1935—1994 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1957 г., канд. техн. наук. Оператор по добыче нефти и газа, мастер, старший механик, старший инженер, заведующий нефтепромыслом НГДУ «Хадыженнефть» (1957—1974); загранкомандировка в Алжир (1974—1977); зам. начальника ЦИТС, начальник производ­ ственного отдела по добыче нефти и газа, главный инженер, одновременно — зам. генерального директора объединения «Краснодарнефтегаз» (1977—1985); генеральный директор объединения «Краснодарнефтегаз», АО «Краснодарнефтегаз» (1985—1994).

Имеет орден и медали СССР.

Свиридов Петр Михайлович (1934 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1973 г.

Трудовую деятельность начал в 1958 г., инженер, старший инженер Нефтепроводного управления «Сахалиннефть» (1962—1965); старший инженер Дирекции строящихся тру­ бопроводов (1966—1970); начальник Линейной производст­ венно-диспетчерской станции «Западный Сургут» (1970— 1975); начальник смены, зам. председателя профкома объ-

407

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

единения «Сургутнефтегаз» (1975—1985); начальник Линей­ ной производственно-диспетчерской станции «Западный Сур­ гут» Сургутского управления магнстальных нефтепроводов АООТ «Сибнефтепровод» (1985—1994).

Имеет медали СССР.

Свиридов Павел Филиппович (1925 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1959 г. Участник Великой Отечественной войны.

Бурильщик, помощник бурильщика, буровой мастер, началь­ ник участка, зам. директора конторы бурения № 3, началь­ ник Районной инженерно-технологической службы (РИТС), зам. начальника ЦИТС Отрадненского УБР объединения «Куйбышевнефть» (1959—1994).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Свирин Виктор Михайлович (1942 г. рожд.)

Вышкомонтажник Сургутской НРЭ, Сургутского вышкомон­ тажного управления ГГП «Обьнефтегазгеология» (1964 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Сгибнев Генрих Николаевич (1928—1995 гг.)

Тюменский педагогический институт, 1965 г.

Старший техник-геодезист, старший инженер геодезист,

старший топограф маркшейдерской группы НГДУ «Шаимнефть» (1965—1986).

Имеет медаль СССР.

Севанько Борис Георгиевич (1942 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1969 г.

Геолог, старший геолог, начальник геологического отдела экспедиции Удмуртского треста разведочного бурения (1969 1979); главный геолог Северной НГРЭ (1979—1991); глав­ ный геолог объединения «Удмуртгеология» (1991 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный развед­ чик недр, Заслуженный нефтяник Удмуртской Республики.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Седов Юрий Дмитриевич (1928 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1953 г. Диспетчер, бригадир машиностроительного завода им. Киро­ ва Азернефтемаша (1947—1948); зам. старшего механика, зам. начальника цеха Саратовского нефтеперерабатывающе­ го завода им. Кирова (1953—1956); начальник цеха Гурьевского нефтеперерабатывающего завода (1956—1958); глав­ ный механик Управления химической и нефтеперерабатыва­ ющей промышленности Саратовского СНХ (1958—1963); загранкомандировка (1963—1965); начальник Гомельского управления нефтепровода «Дружба» (1965—1978); загран­ командировка (1978—1979); начальник Гомельского управ­ ления нефтепровода «Дружба» (1979—1979); начальник, генеральный директор Управления Верхневолжскнми маги­ стральными нефтепроводами, АООТ «Верхневолжскне маги­ стральные нефтепроводы» (1979 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Семенов Александр Васильевич (1933 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1956 г.

Оператор, мастер, старший инженер, главный механик, глав­ ный инженер НГДУ «Туймазанефть» (1956 —наст. время). Имеет орден и медали СССР, в том числе медали ВДНХ, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ, дважды лауреат премии им. акад. И. М. Губкина, Изобреталь СССР.

Семенов Василий Фролович (1926 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1957 г. Участник Великой Отечественной войны.

Оператор, механик, старший инженр, начальник цеха, заве­ дующий нефтепромыслом, начальник НГДУ «Октябрьскнефть» (1957—1991); директор Дома техники (1991 —наст. время).

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны, орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Баш­ кирии.

409

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Семенов Петр Илларионович (1934 г. рожд.)

Разнорабочий, дизелист, старший машинист дизельной стан­ ции, слесарь по ремонту двигателей буровых установок Сур­ гутской НГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1959 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Семин Евгений Иванович (1929 г. рожд.)

Московский геолого-разведочный институт, 1953 г. канд. гео­ лого-минералогических наук.

Работа в 3-й Оленекской экспедиции треста «Арктикнефтеразведка», в экспедиции № 100 Государственной Союзной Якутской КРБ «Главнефтегазразведка» Миннефтепрома

СССР (1953—1955); старший геолог, мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник, руководитель сектора, заведую­ щий лабораторией ВНИИнефть (1955—1993); зам. директора научного центра РМНК. «Нефтеотдача» (1993 — наст. вре­ мя).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, По­ четный нефтяник.

Семин Виктор Георгиевич (1949 г. рожд.)

Октябрьский нефтяной техникум, 1968 г.

Машинист диспетчерского пункта, инженер по поддержанию пластового давления НПУ «Джалильнефть» объединения «Татнефть» (1969—1972); слесарь-ремонтник, инженер цеха поддержания пластового давления НГДУ «Нижневартовскнефть» (1972—1976); технолог, начальник участка, мастер по добыче нефти и газа НГДУ «Белозернефть» (1976—1985); мастер, начальник цеха добычи нефти и газа, начальник Центральной инженерно-технологической службы, вице-пре­ зидент по производству АООТ «Черногорнефть» (1985 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Семьянистов Александр Иванович (1934 г. рожд.)

Гурьевский нефтяной техникум, 1953 г., Уфимский нефтяной институт, 1968 г.

410

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дизелист, механик, старший инженер Бавлинского участка Бугурусланского нефтепроводного управления (1953—1955); старший механик, технорук, старший инженер Кротовской нефтеперекачивающей станции Бугурусланского районного нефтепроводного управления (1958—1961); старший инже­ нер, начальник отдела Куйбышевского, Юго-Западного неф-

тепроводных

управлений

(1961 — 1970);

главный

инженер

Управления

Приволжскими магистральными нефтепровода­

ми

(1970—1980); главный инженер, зам. директора, дирек­

тор

Гипротрубопровода

(1980—1995);

главный

специалист

НК «СИДАНКО» (1995 —наст. время). Имеет орден и медали СССР.

Сенетов Николай Степанович (1924—1976 гг.)

Участник Великой Отечественной войны.

Бурильщик, буровой мастер Серноводского управления раз­ ведочного бурения объединения «Куйбышевнефть» (1954— 1976).

Имеет орден Ленина, отраслевые награды.

Серазетдинов Фанис Кашапович (1941 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1970 г.

Электромонтер нефтепромысла НПУ «Туймазанефть» (1959— 1965); оператор, мастер, старший инженер РИТС, начальник смены РИТС, начальник нефтепромысла, зам. начальника, главный инженер НГДУ «Краснохолмскнефть» объединения «Башнефть» (1970 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник Минтопэнерго РФ.

Сергеев Александр Федорович (1928 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1946 г., Московский нефтя­ ной институт, 1954 г.

Старший инженер, начальник отдела, главный инженер кон­ торы разведочного бурения треста «Татнефтегазразведка» объединения «Татнефть» (1954—1961); начальник отдела специалист ЦКБ Мингеологии, СНХ РСФСР (1961 —1965); старший инженер, зам. начальника отдела, начальник отдела Управления по бурению Миннефтепрома СССР (1965—1975); инспектор, заведующий сектором нефтяного отдела Комитета народного контроля СССР (1975—1991).

411

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет медали СССР, Почетный знак «За активную работу в органах народного контроля СССР».

Серебровский Александр Павлович (1884—1938 гг.)

Председатель Бакинского нефтяного комитета, член Главкомнефти, начальник Азнефти (1920—1926); председатель правления Нефтесиндиката СССР, начальник Главнефти, председатель объединения «Союззолото», «Цветметзолото», член президиума ВСНХ (1926—1932); заведующий кафедрой нефтяного дела Московского горного института (1927—1929); зам. Наркома Наркомтяжпрома (1932—1938).

За деятельность в нефтяной промышленности награжден ор­ денами Трудового Красного Знамени (1925) и Ленина (1931).

Серегин Анатолий Алексеевич (1933 г. рожд.)

 

 

Ленинградский горный институт, 1957 г.

 

 

 

Инженер, начальник партий

(1957—1966); старший инженер

Ухтинского ТГУ, начальник отдела ГГП «Печорагеофизика»

(1966—1994).

 

 

 

 

 

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

 

 

Серпенский Виктор Алексеевич (1907—1974 гг.)

 

 

Грозненский нефтяной институт, 1931 г.

 

 

 

Работа на нефтепромыслах

Краснодарского

края

(1931 —

1942,

1946—1950);

главный

инженер

треста

«Бугуруслан-

нефть»

(1942—1946);

главный инженер

экспедиции

«Глав-

севморпуть» (1950—1953); главный инженер треста «Дальнефтеразведка» (1953—1957); главный специалист Управле­ ния нефтяной промышленности Краснодарского СНХ (1957— 1961); директор Краснодарского филиала ВНИИнефть (1961 — 1972); директор ВНИИКРнефть (1971 — 1972).

Награжден орденом и медалями СССР, отраслевыми знака­ ми отличия, Почетный нефтяник.

Серяев Анатолий Иванович (1927 г. рожд.)

Бугурусланский нефтепромысловый техникум, 1967 г. Помощник мастера, мастер производственного обучения РУ связи, курсант, дежурный по узлу связи штаба Южно-Ураль­ ского военного округа, инженер по связи воинской части (1943—1962); мастер КИП регенератного завода (1962— 1964); инженер отдела труда и заработной платы (1964— 1967); начальник конторы связи объединения «Оренбургнефть» (1967—1991).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет боевые и отраслевые награды, медали СССР, Почет­ ный радист.

Сивак Анатолий Васильевич (1940 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1969 г.

Старший инженер, зам. начальника отдела, начальник отде­ ла, зам. начальника Нижневартовского УБР № 1, начальник

управления

ПО

«Нижневартовскнефтегаз» (1971 —1985);

начальник Суторминского

УБР ПО

«Ноябрьскнефтегаз»

(1985—1989);

генеральный

директор ПО«Варьеганнефтегаз»

(1989—1994);

президент,

председатель

Совета директоров

АО «СИДАНКО»

(1994 —наст. время).

 

Имеет отраслевые награды.

 

Сидоренко Иван Михайлович (1932 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1955 г.

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, по­ мощник бурового мастера, буровой мастер нефтеразведки «Нутово», инженер участка, старший инженер нефтеразвед­ ки «Малое Сабо», начальник нефтеразведок «Мухто», «Хангуза», «Нижний Вал» треста «Дальнефтеразведка», началь­ ник отдела бурения, зам. начальника объединения «Сахалиннефть»; начальник Тунгорского УБР, начальник Дальневос­ точной морской нефтеразведочной экспедиции, начальник Сахалинской морской нефтегазоразведочной экспедиции Мингеологии РСФСР, начальник ВПО «Сахалинморнефтегазпром» (1955—1985); начальник Главного управления по разработке и разведке морских месторождений нефти и газа, член коллегии Мингазпрома (1985—1987); руководитель

Представительства

«Зарубежнефть» во Вьетнаме

(1987—

1993); начальник Управления геологии и разработки место­

рождений АО «Росшельф» (1993 — наст. время).

 

 

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­

ный работник газовой промышленности СССР.

 

 

Сидоренко Михаил Васильевич (1914—1987 гг.)

 

 

 

Азербайджанский индустриальный

институт,

1937

г.,

канд.

техн. наук.

 

 

 

 

 

Инженер, мастер по добыче, главный инженер треста «Сыз-

раньнефть» (1935—1941); старший

инженер,

начальник от­

дела Главгеологии

Наркомнефти

(1941 — 1942);

главный

413

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

инженер Западно-Сибирского геологического управлений (1942—1943); главный инженер, начальник объединения «Пермнефть»' (1943-1947); начальник Главка, зам. Мини­ стра Миннефтепрома (1947-1956); зам. председателя Газ­ прома, зам. Министра газовой промышленности (1956—1979); зам. начальника Управления Газпрома (1983—198э); стар­ ший научный сотрудник Академии наук СССР (1979— 1983). Награжден орденами и медалями СССР, в том числе орде­ ном Ленина.

Сидоренко Степан Фомич (1931 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1956 г., канд. техн. наук. Техник промыслового отдела, геолог, главный геолог Отде­ ления буровых работ, главный геолог нефтеразведки № 3 Отделения буровых работ АО «Краснодарнефтегаз» (1956наст, время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Сидоров Николай Александрович (1915—1989 гг.)

Московский нефтяной институт, 1941 г., канд. техн. наук. Буровой мастер, начальник участка треста «Сахалиннефть» (1941—1944); начальник цеха, начальник участка, директор конторы бурения, начальник отдела объединения «Красно­ дарнефтегаз» (1944—1956); заведующий отделом, руководи­ тель лаборатории Краснодарского филиала ВНИИнефть (1956—1966); зам. начальника Главного технического управ­ ления Миннефтепрома СССР (1966—1975); старший науч­ ный сотрудник отдела информации ВНИИОЭНГ (1975— 1985).

Имеет медали СССР, отраслевые награды. Лауреат Ленин­ ской премии, Почетный нефтяник.

Сидоров Виктор Александрович (1926 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г. Участник Великой Отечественной войны.

Оператор по добыче нефти, мастер нефтепромысла, инженер, начальник отдела, начальник газового цеха НПУ «Чапаевскнефть» (1955—1960); мастер по добыче нефти, секретарь парткома, старший инженер НПУ «Богатовскнефть» объеди­ нения «Куйбышевнефть» (1960—1966); начальник отдела, заведующий нефтепромыслом, главный инженер, начальник

414

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

НГДУ «Бузулукнефть» объединения «Оренбургнефть» (1966—1987).

Имеет боевые награды, ордена СССР, отраслевые награды. Почетный нефтяник.

Сидорович Иван Яковлевич (1930 г. рожд.)

Ученик оператора, оператор, мастер по добычне нефти и га­ за НГДУ «Полазнанефть» объединения «Пермнефть» (1950— 1985).

Имеет орден СССР.

Симоненков Иван Дмитриевич (1933—1988 гг.)

Московский нефтяной институт, 1958 г.

Буровой мастер, инженер, старший инженер ПТО, главный инженер треста «Калмнефтегазразведка» (1958—1970); уп­ равляющий трестом «Ярославнефтегазгазведка» (1970— 1973); работа в аппарате Мингео РСФСР, директор Апрелевского филиала ВНИГНИ (1973—1988).

Имеет медаль СССР.

Симонов Александр Иванович (1927 г. рожд.)

Буровой рабочий, помощник бурильщика Геолого-поисковой конторы (1941 — 1945); бурильщик, буровой мастер партии структурно-поискового бурения геологоразведочной конторы объединения «Куйбышевнефть» (1945—1983).

Имеет орден Ленина, отраслевые награды.

Сидоркин Виктор Ефимович (1937 г. рожд.)

Кузнецкий техникум электронных приборов, 1969 г. Инженер-энергетик нефтеперекачивающей станции «Куз­ нецк» Куйбышевского управления нефтепровода «Дружба» (1964 — наст. время).

Почетный нефтяник.

Симин Владимир Александрович (1932 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г. Помощник бурильщика, бурильщик, и.о. начальника цеха испытания скважин, буровой мастер, и. о. главного инжене­ ра, главный инженер, и. о. директора, директор Песчано-

415

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Уметской конторы бурения, начальник Красноармейского районного УБР, зам. начальника ЦИТС Саратовского УБР, главный технолог Вуктылского УБР, главный инженер Ме­ зенской НРЭ, начальник ПТО, старший инженер, старший технолог ЦИТС Хорейверской НРЭ, главный инженер, и.о. начальника Хапчагайской экспедиции глубокого бурения ПО «Якутгазпром» (1955—1982); начальник смены ЦИТС, и.о. начальника базы ПТОиК, начальник ОМТС, главный инженер базы ПТОиК, зам. начальника ОТБ ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1982 — наст. время).

Имеет медали СССР.

Симоньянц Геннадий Иванович (1927 г. рожд.)

Хадыженский нефтяной техникум, 1955 г.

Помощник бурильщика, буровой мастер цеха бурения НГДУ «Абиннефть» (1955—1965); старший буровой мастер конто­ ры бурения № 5 треста «Краснодарбурнефть» (1965—1966); начальник участка той же конторы бурения (1966—1968); командир Ахтырского военизированного отряда (1968—1985). Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Синицын Сергей Иванович (1937 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1965 г.

Слесарь по КИП, старший инженер-электрик НПУ «Кунгурнефть» (1965—1969); старший лаборант, начальник лабора­ тории КИП, зам. начальника цеха автоматизации НПУ «Мегионнефть» (1969—1976); старший инженер, начальник отде­ ла автоматизации НГДУ «Белозернефть», начальник лабо­ ратории треста «Запсибнефтеавтоматика» (1976—1985); старший инженер отдела автоматизации, ведущий инженер по связи АООТ «Черногорнефть» (1985 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Синюткин Модест Федорович (1931 г. рожд.)

Саратовский государственный университет, 1956 г. Техник-геолог, инженер-геолог, старший геолог Березовской конторы разведочного бурения (1956—1959); старший гео­ лог Сосьвинской нефтеразведки (1959—1961); начальник геологического отдела Березовской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ) (1961—1962); главный геолог Мегионской НРЭ

416

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1962—1967), треста «Норильскнефтегазразведка» (1967— 1968), треста «Обьнефтегазразведка» (1968—1974); старший геолог партии подсчета запасов Главтюменьгеологии (1974— 1975); главный геолог Мегионской НРЭ, главный геолог объединения «Мегионнефтегазгеология» (1974—1984).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, Заслужен­ ный геолог РСФСР.

Сиповский Юрий Николаевич (1936 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1960 г.

Старший инженер, зам. начальника отдела, зам. начальника управления Главнефтеснаба РСФСР (1960—1967); эксперт, главный специалист, начальник подотдела, начальник отде­ ла Госплана СССР (1967—1992); директор Департамента корпорации «Роснефтегаз» (1992—1992); директор по товар­ но-коммерческим операциям Исполнительной дирекции компании «Транснефть» (1992—1993); вице-президент АК «Транснефть» (1993— наст. время).

Имеет медали СССР.

Ситько Иван Макарович (1930 г. рожд.)

Бурильщик, мастер, слесарь-ремонтник УПНПиКРС ПО «Урайнефтегаз» (1971—наст. время).

Скальский Петр Павлович (1948 г. рожд.)

Гомельский государственный университет, 1988 г.

Слесарь цеха автоматизации, инженер прокатно-ремонтного цеха электрооборудования УБР «Светлогорскбурнефть» объ­ единения «Белоруснефть» (1970—1979); инженер, старший инженер, мастер Полтавского наладочного управления «Союзнефтеавтоматика» (Белорусский комплексный участок) (1979—1992); мастер по обслуживанию буровых Речицкого управления «Промсервис» объединения «Белоруснефть» (1992 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Скачков Эдуард Николаевич (1938 г. рожд.)

Ленинградский военно-механический институт, 1961 г. Старший инженер КИПиА, старший инженер — руководи­ тель группы, зам. начальника лаборатории, и.о. начальника,

27—500

417

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

начальник Брянской комплексной лаборатории Управления магистральных нефтепроводов «Дружба», главный инженер, начальник Специализированного управления по ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах «Дружба», началь­ ник Брянского управления нефтепроводов «Дружба» (1964 — наст. время).

Почетный нефтяник.

Скачков Виктор Иванович (1939 г. рожд.)

Ленинградский топографический техникум, 1961 г. Техник-топограф экспедиции № 8 Западного геофизического треста ПГО «Севзапгеология», мастер Общестроительного треста № 4, геодезист, ведущий геодезист ОАО «НарьянМарсейсморазведка» (1961—наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Склокин Борис Михайлович (1911 —1982 гг.)

Грозненский нефтяной техникум, 1935 г.

Токарь, бригадир токарей объединения «Грознефть» (1926— 1933); мастер цеха, начальник монтажно-строительной кон­ торы «Ишимбайнефть» (1936—1939); директор газокомпрес­

сорного

хозяйства

треста «Башнефть»

(1939—1942);

управ­

ляющий

трестом

«Ишимбайгаз» (1942—1944);

зам.

управ­

ляющего

трестом

«Краснодарнефть»

(1944—1948);

началь­

ник строительно-монтажной конторы треста «Грознефте-

стройматериалы»

(1948—1951); директор Южно-Донецкой

конторы

утяжелителей (1951 —1958);

директор

Константи-

новского завода «Утяжелитель» (1958—1972). Имеет орден и медали СССР, Почетный нефтяник.

Сковородин Юрий Федорович (1932 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1966 г.

Старший бухгалтер, бухгалтер-ревизор объединения «Пермнефть» (1961 — 1963); начальник ПЭО, зам. генерального директора объединения «Пермнефть» (1963—1995); секре­ тарь Совета директоров АО «Пермнефть» (1995 — наст. вре­ мя).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

418

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Сковородкин Михаил Сергеевич (1926 г. рожд.)

Московский институт инженеров землеустройства, 1971 г. Участник Великой Отечественной войны.

Геодезист Военпроекта Таврического военного округа, на­ чальник отдела Симферопольского филиала института «Гипрогазцентр», директор института «Спецгазпроект», директор ВНИПИшельф (1951—1995); руководитель Представитель­ ства АО «Росшельф» в г. Симферополе.

Имеет ордена и медали СССР, среди них орден Отечествен­ ной войны II степени, боевые медали, и отраслевые награ­ ды.

Скрынник Таисия Александровна (1923 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1947 г.

Оператор, мастер по добыче, старший инженер (1947—1952); начальник ПТО НГДУ «Хадыженнефть» объединения «Краснодарнефтегаз» (1952—1983).

Славников Михаил Захарович (1924—1987 гг.)

Львовский политехнический институт, 1952 г.

Мастер по добыче нефти и газа, заведующий промыслом (1952—1968); главный инженер НГДУ «Абнннефть» объеди­ нения «Краснодарнефтегаз» (1968—1987).

Имеет медали СССР.

Скрыпник Степан Григорьевич (1922—1994 гг.)

Львовский политехнический институт, 1952 г., канд. техн. наук.

Техник участка, главный механик конторы бурения, главный инженер вышкомонтажной конторы, директор конторы буре­ ния, главный механик треста «Татбурнефть» объединения «Татнефть» (1952—1963); главный механик Управления нефтяной и газовой промышленности Средне-Волжского СНХ (1963—1965); начальник отдела Технического управления, Главбурнефти, зам. начальника Упрбурнефти, Технического управления Миннефтепрома (1965—1986); старший научный сотрудник ВНИИнефтемаш, зам. руководителя АО «Энерго­ сбережение», ведущий научный сотрудник ВНИИОЭНГ (1986—1994). Участник ВОВ.

Имеет медали СССР, среди них боевые, отраслевые награ­ ды, Почетный нефтяник, лауреат Государственной премии.

2 7 *

419

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Следков Владимир Васильевич (1928 г. рожд.)

 

Куйбышевский плановый институт, 1950 г.

 

 

Начальник

планового

отдела треста «Ставропольбурнефть»

(1950—1953); главный бухгалтер участка, управляющий от­

делением Стройбанка

СССР

(1953-1961); начальник отдела

треста «Первомайбурнефть»

(1961 — 1963);

доцент

кафедры

экономики

Куйбышевского

планового

института

(1963

1966); зам. начальника, начальник планового отдела, зам.

начальника

объединения

«Куйбышевнефть» (1966—1975);

зам. начальника Главного управления проектирования и ка­ питального строительства Миннефтепрома СССР (1975

1991); зам.

директора Департамента

капитального строи­

тельства и

реконструкции

корпорации

«Роснефтегаз», ГП

«Роснефть»

(1991—наст.

время).

 

Имеет орден СССР и отраслевые награды. Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Слепян Арон Маркович (1913—1986 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1940 г. Инженер, директор конторы бурения на Ишимбаевских и Туймазинских промыслах (1940—1951); управляющий тре­

стом «Туймазабурнефть»

(1951 — 1964);

начальник Главтю-

меннефтегаза

(1964—1966); начальник

объединения, НГДУ

на Украине

(1966—1986).

 

 

 

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почетный

нефтяник.

 

 

 

 

Слижевский Евгений Александрович (1941 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1964 г.

 

Бурильщик Южносухумской конторы

глубокого разведочно­

го бурения Карагонайского НПУ, буровой мастер, старший

инженер участка Терской

конторы

бурения треста «Гроз-

нефтегазразведка», зам. начальника отдела, главный техно­ лог, главный инженер Костромской нефтеразведочной экспе­ диции Октябрьского УБР объединения «Грознефть» (1964— 1975); начальник отдела Архангельского территориального геологического управления (1975—1980); главный инженер, зам. генерального директора объединения «Енисейнефтегазгеология» (1980—1983); начальник экспедиции глубокого бурения ПО «Норильскгазпром» (1983—1986); начальник опытно-методической технологической партии комплексной

420

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

тематической экспедиции, начальник отдела АО «Енисейнефтегаз» (1986 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Случевский Лев Станиславович (1920 г. рожд.)

Уральский индустриальный институт, 1944 г. Участник Великой Отечественной войны.

Старший инженер, главный механик, главный инженер КТБ

№ 2 треста «Краснокамскнефть» (1945—1951);

зам. началь­

ника управления

по бурению объединения

«Пермнефть»

(1951 —1952);

главный

инженер,

управляющий трестом

«Пермнефтеразведка»,

начальник

НПУ

«Чернушканефть»

(1952—1971);

начальник Полазненского

УБР

(1971—1973);

зам. начальника

управления «Пермнефтегаз»

(1973 — наст.

время).

 

 

 

 

 

 

Имеет боевые награды, орден СССР.

 

 

Смирнов Анатолий Иванович (1939 г. рожд.)

Помощник бурильщика партии структурно-поискового буре­ ния Волгограднефтеразведка, Сургутской конторы бурения № 4, цеха бурения (1962—1969); бурильщик, помощник бу­ рового мастера Сургутской НГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1969 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Смирнов Александр Алексеевич (1935 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1967 г. Экспедитор Мухановской конторы треста «Куйбышевтехснабнефть», инструктор-методист СУ треста «Востокнефтестрой», инженер Дирекции строящихся предприятий КинельЧеркасского нефтегазоносного района, инженер, начальник отдела Отрадненского газобензинового завода (ГБЗ), глав­ ный механик Дирекции строящегося Нефтегорского ГПЗ, зам. директора Отрадненского ГПЗ (1956—1973); начальник отдела, зам. начальника ВПО «Союзнефтегазпереработка», зам. начальника ВПО «Главнефтегазпереработка» Миннефтепрома (1973—1986); зам. начальника Управления по топ­ ливно-энергетическому комплексу Бюро СМ СССР (ныне Министерство по сотрудничеству со странами СНГ) (1986 — наст. время).

Имеет орден СССР и отраслевые награды.

421

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Смирнова Галина Леонидовна (1944 г. рожд.)

Ленинградский государственный университет, 1970 г. Лаборант кафедры геофизических методов поиска и развед­ ки месторождений полезных ископаемых Ленинградского государственного университета, геофизик-интерпретатор, старший геофизик, технорук Кулябской партии ЮГФЭ, гео­ физик ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (1970 —наст. вре­ мя).

Имеет отраслевые награды.

Смирнов Юрий Сергеевич (1931 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1955 г., канд. хи­ мических наук.

Мл. научный сотрудник промыслового отдела, старш. науч­ ный сотрудник, руководитель сектора, заведующий лабора­ торией промыслового отдела Гипровостокнефть (1958 — наст. время). Создатель научного направления по разработке оте­ чественных деэмульгаторов, методологии обработки эмуль­ сионных систем на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Смогунов Анатолий Гаврилович (1941 г. рожд.)

Саратовский нефтяной техникум, 1982 г.

Бурильщик Речицкой нефтеразведочной экспедиции, Речии,- кого управления разведочного бурения объединения «Белоруснефть» (1966 — наст. время). Работа в Алжире в 1975 г. Имеет орден Трудовой Славы III степени, медаль СССР, от­ раслевые награды.

Смоктий Андрей Андреевич (1910—1991 гг.)

Азербайджанский заочный нефтяной институт, 1937 г. Трудовую деятельность начал в 1928 г., зав. технической частью стройконторы Нефтезаводстроя Азнефти (1932— 1933); техник, прораб Управления нефтепроводами Азнефти (1934—1935); старший инженер Бакинской конторы Главнефтестроя (1939—1939); главный инженер стройконторы, начальник проектно-сметного бюро треста «Артемнефть» (1939—1942); служба в Советкой Армии, участник ВОВ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1942—1954); старший инженер треста «Нефтепроммашстрой» (1954—1955); старший инженер Главцентронефтестроя Миннефтестроя (1955—1957); старший инженер Главгаза СССР (1957—1962); главный специалист Управления капитального строительства и проектирования Госкомитета нефтедобывающей промышленности (1962—1965); зам. на­ чальника проектного отдела, главный технолог проектного отдела, главный технолог Управления капитального строи­ тельства Миннефтепрома СССР (1965—1985).

Награжден боевыми орденами и медалями, Почетный неф­ тяник, Заслуженный работник нефтяной и газовой промыш­ ленности РСФСР.

Смоловой Григорий Федосеевич (1930 г. рожд.)

Харьковский горный институт, 1954 г., Московский энергети­ ческий институт, 1966 г.

Начальник обогатительной установки управления «Азтехбарит» (1954—1955); механик, начальник смены, начальник основного производства, главный инженер, начальник отдела капитального строительства, зам. директора по производству Ильского завода «Утяжелитель» (1955 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды. Смурыгин Евгений Федорович (1928—1993 гг.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Старший инженер, главный инженер, директор вышкомон­ тажной конторы треста «Альметьевбурнефть» объединения «Татнефть» (1952—1965); управляющий трестом «Бузулукбурнефть», начальник Бузулукского УБР, начальник НГДУ «Бузулукнефть», директор Центральной научно-исследова­ тельской лаборатории объединения «Оренбургнефть» (1965— 1988).

Имеет ордена и медаль СССР, отраслевые награды, Почет ный нефтяник.

Снежко Клара Васильевна (1938 г. рожд.)

Московский институт землеустройства, 1960 г.

Оператор товарной Тихорецкого нефтепроводного участка, линейный диспетчер, старший инженер по качеству и коли­ честву нефти, старший инженер производственно-техниче­ ского отдела Тихорецкой перевалочной базы № 2, линейный

423

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

инженер-диспетчер, старший диспетчер товарно-транспортно­ го отдела Тихорецкого районного нефтепроводного управле­ ния, инженер по учету нефти товарно-транспортного отдела АООТ «Прикаспийско-Кавказские магистральные нефтепро­ воды» (1963 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Снисарь Фатьма Николаевна (1936 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1959 г.

Техник, геолог, начальник полевой и камеральной партий, главный геолог экспедиции ГГП «Печорагеофизика» (1959— 1989).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Сова Виктор Георгиевич (1923—1985 гг.)

Московский институт инженеров землеустройства, 1964 г. Участник Великой Отечественной войны.

Техник, топограф геофизической конторы Главгазтоппрома при СМ СССР (1947—1949); старший топограф, начальник отряда геофизической конторы, начальник партии, главный геодезист треста «Спецгеофизика» Миннефтепрома СССР,

Мингео СССР (1949—1968); начальник отдела Главного гео­ логического управления Миннефтепрома СССР (1968—1985). Имеет боевые награды, в том числе два ордена Славы 1 степени, Славы II степени, ордена и медали СССР, отрас­ левые награды. Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Соколов Георгий Давидович (1916—1974 гг.)

Московский инженерно-строительный институт, 1939 г., канд. техн. наук.

Участник Великой Отечественной войны. Инженер-конструктор, начальник технического отдела Углической конторы Всесоюзного треста «Гидромонтаж» (1939— 1941); служба в Советской Армии (1941 —1945); начальник стройуправления, главный инженер территориального управ­ ления «Татспецстрой» Министерства внутренних дел СССР

(1945—1954); зам. начальника объединения «Татнефть» (1954—1957); начальник отдела капитального строительства Татарского СНХ (1957—1962); главный специалист отдела Управления капитального строительства Госплана СССР

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1963—1965); начальник отдела, начальник производствен­ ного управления Госстроя СССР (1963—1965); начальник Главного управления капитального строительства, член кол­ легии Миннефтепрома СССР (1965—1969); зам. начальника отдела контроля за ходом важнейших строек СССР Гос­ строя СССР (1969—1974).

Имеет ордена и медали СССР, среди них воинские ордена Отечественной войны I, II степени, Богдана Хмельницкого II степени, отраслевые награды.

Соколов Василий Яковлевич (1929—1989 гг.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Помощник начальника, начальник участка, начальник служ­ бы добычи, зам. начальника нефтешахты, зам. главного ин­ женера, начальник нефтешахты № 1 Ухтинского нефтекомбината (1952—1959); директор конторы разведочного бурения треста «Печорнефтегазразведка» (1959—1962); второй сек­ ретарь Ухтинского горкома КПСС, заведующий отделом Коми обкома КПСС (1962—1974); зам. Министра Миннефте­ прома (1974—1989).

Имеет ордена и медали СССР, Почетный нефтяник.

Соколов Анатолий Георгиевич (1933 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1956 г., канд. техн наук.

Оператор, инженер НПУ «Первомайнефть», старший инже­ нер объединения «Куйбышевнефть» (1956—1957); инженер промыслового отдела, старший инженер, старш. научный со­ трудник, заведующий лабораторией, заведующий промысло­ вым отделом, зам. директора по науке Гипровостокнефть (1957 — наст, время).

Специалист по теории и практике подготовки нефти и очист­ ке нефтепромысловых сточных вод для заводнения нефтяных месторождений.

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Соколов Александр Петрович (1934 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1957 г.

Оператор Жирновского НГДУ, начальник Арчединского НГДУ по «Нижневолжскнефть», начальник Кустового ин-

423

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

формационно-вычислительного центра, зам. генерального ди­ ректора, председатель профкома ПО «Нижневолжскнефть» (1957—1991); начальник отдела ПО «Нижневолжскнефть», АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1991—наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ.

Соколовский Борис Михайлович (1902—1986 гг.)

Московский нефтяной институт, 1932 г.

Главный инженер, директор геологоразведочной конторы «Прикамнефти» (1934—1939); начальник отдела Главгазпрома (1943—1949); главный специалист Главбурнефти Миннефтепрома СССР (1949—1957); главный специалист, на­ чальник отдела Госплана РСФСР, начальник отдела Госкомнефтедобычи (1957—1966); главный технолог Упрбурнефти Миннефтепрома СССР (1966—1975).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Сокур Владимир Лукьянович (1926 г. рожд.)

Днепропетровский институт инженеров железнодорожного транспорта, 1958 г.

Главный механик Семеновского завода горного воска (1964— 1991).

Имеет отраслевые награды.

Соларев Авенир Борисович (1933 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1956 г.

Мастер по добыче нефти Ухтинского комбината Главгаза, помощник начальника участка, начальник ПТО, главный ин­ женер экспедиции треста «Печоранефтегазразведка», глав­ ный инженер Ярославской и Тимано-Печорской экспедиций ГНПП «Недра» (1956 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Соловьев Владимир Сергеевич (1941 г. рожд.)

Пермский геолого-разведочный техникум, 1962 г. Кавалер орденов Трудовой Славы трех степеней.

Помощник бурильщика бригады в Усть-Балыкской экспеди­ ции, Правдинской НРЭ (1962—1967); бурильщик, инженер

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПТО, буровой мастер Сургутской НГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1967 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

Соловьев Василий Михайлович (1933 г. рожд.)

Волгоградский техникум нефтегазовой промышленности, 1985 г.

Слесарь автобазы треста «Бугульманефтестрой» (1956-— 1958); дежурный механик Альметьевского отделения связи треста «Главнефтеснаб» (1958—1964); начальник узла свя­ зи, инженер отдела эксплуатации Мичуринского управления нефтепровода «Дружба» (1964 —наст. время).

Имеет медали СССР.

Солнцев Олег Александрович (1909 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1933 г.

Геолог, начальник геолого-поисковых партий Ухтинского комбината (1933—1952); главный геолог ЦНИЛ, главный геолог треста «Печорнефтегазразведка» Ухтинского терри­ ториального геологического управления (1952—1964).

Имеет ордена и медаль СССР, в том числе орден Отече­ ственной войны I степени.

Солодов Алексей Алексеевич (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1954 г.

Геолог, старший геолог промысла, начальник технического отдела нефтепромыслового управления «Алькеевнефть» (1954-1966); загранкомандировка, ГДР (1966-1970); на­ чальник партии, главный геолог предприятий Мингео СССР

(1971 — 1975); главный технолог отдела разработки нефтя­ ных месторождений, отдела проектирования разработки Главного управления развития геолого-разведочных работ Миннефтепрома СССР (1975—1991); главный технолог про­ ектирования и анализа разработки Департамента геологоРазведочных работ и разработки месторождений ГП «Рос­ нефть» (1991 — 1994); главный специалист научного центра экспертизы проектов на разработку нефтяных и газовых месторождений ВНИИнефть (1994 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

427

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Солодунов Григорий Федорович (1910—1988 г.)

В нефтяной промышленности начал работать с 1940 года. Рабочий, бурильщик, буровой мастер Нефтегорского управ­ ления разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть» (1948—1966).

Имеет орден Ленина, медали СССР, отраслевые награ­ ды.

Солонин Анатолий Порфирьевич (1927 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1958 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, началь­ ник участка, старший инженер технологической службы, на­ чальник технологической службы Коробковской конторы бу­ рения ПО «Нижневолжскнефть» (1958—1964); зам. началь­ ника Коробковского НПУ ПО «Нижневолжскнефть» (1964— 1965); главный инженер-консультант в Польше (1965—1968); управляющий трестом «Жирновскнефтегазразведка», началь­ ник Жирновского УБР (1969—1978); руководитель бурового контракта в Сирии (1978—1981); главный экономист, зам.

начальника Жирновского УБР

(1981 — 1995); зам. начальни­

ка ПО

«Нижневолжскнефть»,

АО «ЛУКойл-Нижневолжск-

нефть»

(1995 —наст. время).

 

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ, Почетный нефтяник.

Сопин Всеволод Иванович (1913 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1945 г. Техник, механик, инженер, руководитель группы, начальник спеццеха, начальник отдела Машиностроительного завода им. лейтенанта Шмидта (1930—1957); начальник отдела Башкирского СНХ (1957—1963); начальник управления Средне-Волжского СНХ (1963—1965); начальник управления организации труда, заработной платы и рабочих кадров Миннефтепрома СССР (1965—1984); заведующий лабораторией экономики нефтяной промышленности ВНИИОЭНГ (1984— наст. время).

Имеет ордена, медали СССР и отраслевые награды. Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности

РСФСР, Почетный нефтяник.

428

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Сорбат Михаил Васильевич (1946 г. рожд.)

Шосткинский химико-технологический техникум, 1969 г. Слесарь, технолог вышкомонтажной конторы № 2 треста «Печорнефтегазразведка»; технолог, механик, инженер, на­ чальник цеха, и.о. главного механика, главный механик Нарьян-Марской НГРЭ объединения «Архангельскнефтегазгеология» (1969—1985); мастер, старший инженер-механик, зам. начальника участка, старший механик ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1985 —наст. время).

Сорокин Валентин Александрович (1936—1992 гг.)

Ленинградский горный институт, 1958 г.

Геолог-нефтяник, старший геолог Усть-Усинской геолого­ разведочной партии К.НГУ, старший геолог треста «Печор­ нефтегазразведка», геолог ВНИГРИ, старший геолог Ненец­ кой партии структурно-поискового бурения, старш. научный сотрудник геологической лаборатории Всесоюзного научноисследовательского и проектного института Галургии (ВНИИГ), заведующий лабораторией НТИ и патентов ВНИИГ, старший геолог партии, начальник тематической партии Западного геофизического треста ПГО «Севзапгеология», геолог ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (1958— 1992).

Сорокин Василий Антонович (1932 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1957 г.

Оператор, мастер по добыче нефти, мастер подземного ре­ монта скважин, заведующий промыслом, зам. начальника НПУ «Бугульманефть», «Лениногорскнефть», «Азнакаевнефть» объединения «Татнефть» (1957—1974); начальник объединения «Грознефть» (1974—1979); зам. начальника Управления разработки, начальник Управления по повыше­ нию нефтеотдачи, зам. начальника ЦДУ Миннефтепрома, главный технолог Главного управления оперативного ана­ лиза и регулирования производства и поставок нефти ГП «Роснефть» (1979 —наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды.

Сорокин Евгений Кузьмич (1938 г. рожд.)

Вышкомонтажник конторы глубокого бурения объединения «Грознефть», Сургутской НГРЭ Сургутского вышкомонтажно-

429

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

го управления ГГП «Обьнефтегазгеология» (1963 —наст. время).

Имеет медали СССР.

Сорокина Ирина Федоровна (1938 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1960 г.

Оператор, инженер, старший инженер НПУ «Ишимбайнефть» (1960—1967); геолог, старший геолог, ведущий геолог Тема­ тической партии объединения «Белоруснефть» (1967 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Соседков Валерий Степанович (1942 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1965 г.

Старший техник-геофизик, инженер-геофизик, геофизик Кир­ гизской геофизической экспедиции управления геологии Кир­ гизской ССР (1966—1975); технорук, старший геофизик камеральной партии, начальник тематической партии, началь­ ник геологического отдела, зам. главного геолога АООТ «Ямалгеофизика» (1975 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Соседов Василий Алексеевич (1923 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Серноводского управления разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть».

Имеет ордена СССР и отраслевые награды.

Спасков Михаил Спиридонович (1938—1989 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1965 г.

Помощник бурового мастера, старший инженер, начальник отдела, начальник участка бурения Заволжского геологораз­ ведочного треста (1965—1969); начальник смены, зам. на­ чальника, начальник Районной инженерно-технологической службы, главный инженер Светлогорского УБР объединения «Белоруснефть» (1969—1989).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды.

430

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Сперанский Валентин Николаевич (1919—1988 гг.)

Свердловский горный институт, 1942 г.

Помощник мастера, инженер треста «Бугурусланнефть», слу­ шатель курсов усовершенствования Наркомата нефтяной промышленности (1943—1944); помощник заведующего про­ мыслом, старший инженер нефтепромысла, начальник отде­ ла треста «Кинельнефть» (1944—1947); начальник отдела, заведующий нефтепромыслом треста «Бугурусланнефть» (1947-1954); слушатель Академии нефтяной промышленно­ сти (1954—1956); начальник, главный инженер НПУ «Бугу­ русланнефть», начальник ЦНИПР (1956—1985).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Спиваковский Юрий Ильич (1930 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1954 г. Механик, главный инженер, директор вышкомонтажной кон­ торы треста «Куйбышевнефтеразведка», директор вышко­ монтажной конторы треста «Первомайбурнефть» (1954— 1965); технический руководитель коллектива советских спе­ циалистов нефтяников по строительству и монтажу буровых установок в Афганистане (1965—1969); заведующий лабора­ торией, заведующий отделом ВНИИТнефть (1969 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Ставицкий Василий Петрович (1935 г. рожд.)

Дрогобычский нефтяной техникум, 1954 г., Московский неф­ тяной институт, 1971 г.

Оператор по добыче нефти, мастер цеха по поддержанию пластового давления НПУ «Бугульманефть» (1954—1958); мастер, инженер по сложным работам, начальник участка капитального ремонта скважин (КРС) НГДУ «Азнакаевскнефть» (1958—1965); старший инженер, начальник цеха КРС, заведующий нефтепромыслом, начальник Районной инженерно-диспетчерской службы, начальник прокатно-ре- монтного цеха НГДУ «Актюбанефть» (1965—1976); началь­ ник отдела, начальник НГДУ «Речицанефть» (1976—1986); Работа в Сирии (1986—1990); зам. начальника НГДУ «Ре­ чицанефть» объединения «Белоруснефть» (1990 —наст. вре­ мя).

Имеет орден, медаль СССР, отраслевые награды.

431

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Стасенков Владимир Владимирович (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Старший техник, инженер, старший инженер, старший науч­ ный сотрудник ВНИИнефть (1952—1960); старш. научный сотрудник, и.о. заведующего лабораторией Сахалинского НИИ Сибирского отделения НИИ АН СССР (1900—1962); старш. научный сотрудник ВНИИнефть (1963—1966); зам. начальника отдела, начальник отдела, зам. начальника Гео­ логического управления Миннефтепрома СССР (1966—1989); главный инженер нефтяного контракта в Анголе (1989— 1990); зам. председателя научно-технического совета ГП «Роснефть» (1991—наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды. Заслуженный геолог РСФСР, Почетный нефтяник.

Стаценко Василий Михайлович (1928 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1951 г.

Инженер-механик нефтеразведок, главный механик треста, начальник вышкомонтажного цеха треста «Дальнефтеразведка», главный инженер Охинского механического завода

объединения «Сахалиннефть» (1951 —1966);

старший

инже­

нер отдела Главсеверовостокнефтедобыча,

зам. начальника

ВПО

«Союзнефтебурмашремонт» Миннефтепрома

(1966—

1986); ведущий инженер ВНИИОЭНГ (1986—1990).

 

Имеет

отраслевые награды.

 

 

Степанов Анатолий Иванович (1929—1990 гг.)

Московский нефтяной институт, 1953 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Старший коллектор Аэрогеологической экспедиции № 10 (1952—1953); инженер, мл. научный сотрудник, старш. науч­ ный сотрудник, руководитель лаборатории ВНИИнефть (1953—1990).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Степанова Галина Сергеевна (1929 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, докт. техн. наук, про­ фессор.

432

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Старший мастер Новобакинского НПЗ (1952—1953); стар­ ший инженер, старш. научный сотрудник ВНИИгаза (1957— 1971); старш. научный сотрудник ИГиРГИ (1971 — 1972); старш. научный сотрудник, руководитель сектора, заведую­ щая лабораторией ВНИИнефть (1972—1994); советник гене­ рального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР.

Степанов Николай Васильевич (1936 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1959 г. Помощник бурильщика, газооператор, буровой мастер, стар­ ший инженер, начальник участка бурения, начальник отдела, начальник смены Центральной инженерно-диспетчерской службы треста «Бузулукбурнефть» (1959—1971); начальник отдела, начальник Центральной инженерно-технологической службы Сорочинского УБР (1971—1979); зам. начальника отдела объединения «Оренбургнефть» (1979—1980); началь­ ник Бузулукского УБР (1980—1984); зам. генерального ди­ ректора объединения (АО) «Оренбургнефть» (1984 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Стенников Вениамин Петрович (1938 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1979 г. Помощник бурильщика, бурильщик конторы разведочного бурения № 1 треста буровых работ № 2 (1958—1964); буро­ вой мастер, начальник Районной, затем Центральной инже­ нерно-технологической службы (1964—1978); начальник пар­ тии № 1 структурно-поискового бурения геологоразведочной конторы объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самара­ нефтегаз» (1984 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Степанов Петр Артемович (1927 г. рожд.)

Краснодарский нефтяной техникум, 1958 г.

Помощник оператора ПРС, мастер, председатель профкома ППУ «Абиннефть» (1952—1967); командир Ахтырского вое­ низированного отряда (1967—1968); помощник командира,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

районный инженер Ахтырского военизированного отряда (1967—1983).

Имеет медаль СССР.

Столяров Евгений Васильевич (1922—1985 гг.)

Герой Социалистического труда, крупный руководитель и организатор производства.

Участник Великой Отечественной войны. Уфимский нефтяной институт, 1952 г.

Старший инженер ПТО, начальник ПТО, начальник нефте­ разведки «Культюба» Культюбинской конторы бурения тре­ ста «Башвостокнефтеразведка» ПО «Башнефть» (1952— 1955); зам. начальника ПТО, директор Калтасинской конто­ ры бурения, директор укрупненного нефтедобывающего про­ мысла «Уфанефть», начальник НГДУ «Уфанефть», зам. на­ чальника, начальник, генеральный директор ПО «Башнефть» (1955-1985).

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, в том числе два ордена Ленина, Славы III степени, отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Столяров Борис Михайлович (1932 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1956 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, старший инженер уча­ стка бурения, буровой мастер, зам. директора, главный ин­ женер конторы бурения треста «Волгограднефтегазразведка» (1956—1964); главный инженер, начальник отдела, на­ чальник Южно-Пясинской нефтеразведочной экспедиции (1964—1973); главный инженер треста «Красноярскнефтегазразведка» (1973—1980); главный инженер, начальник Эвенкийской нефтегазоразведочной экспедии (1980—1989), работа в администрации п. Байкит (1989—1994); начальник отдела Эвенкийского УБР ПГО «Енисейнефтегазгеология» — АООТ «Енисейнефтегаз» (1994 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Столяров Владимир Николаевич (1950 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1979 г. Помощник бурильщика, инженер, технолог Районной инже­ нерно-технологической службы, буровой мастер, начальник цеха по опробованию и бурению скважин Отрадненского

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УБР объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранеф­ тегаз» (1969 —наст. время).

Имеет орден Ленина, другие ордена СССР, серебряную и бронзовую медали ВДНХ.

Столяров Сергей Александрович (1933 г. рожд.)

Ярославский технологический институт, 1955 г. Инженер-механик, механик, зам. начальника цеха, зам. глав­ ного инженера — начальник производства, зам. секретаря парткома Уфимского завода «Синтезспирт» (1955—1966); главный химик Главного управления по переработке нефти, начальник отдела Планово-экономического управления Ми­ нистерства нефтеререрабатывающей и нефтехимической про­ мышленности СССР, референт Отдела химической и нефте­ химической промышленности Управления Делами СМ СССР,

заведующий сектором аппарата Бюро СМ СССР по химиколесному Комплексу, помощник зам. Премьер-Министра СССР

(1966—1992); советник президента нефтяного концерна «Лангепасурайкогалымнефть», советник президента, испол­ нительный директор Департамента ценных бумаг нефтяной компании «ЛУКойл» (1992 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Страхов Анатолий Васильевич (1939 г. рожд.)

Балахнинский торфяной техникум, 1959 г.

Мастер, старший инженер НПУ «Бугульманефть», «Лениногорскнефть» объединения «Татнефть» (1959—1964); началь­ ник цеха, старший инженер НПУ «Сургутнефть», зам. на­ чальника цеха, начальник цеха вышкостроения в тресте Сургутбурнефть» (1964—1975); зам. директора вышкомон­ тажной конторы № 4, начальник Сургутского вышкомонтаж­ ного управления (1975—1995).

Имеет медали СССР и отраслевые награды, Заслуженный Работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, По­ четный нефтяник.

Стремский Анатолий Григорьевич (1932 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1955 г.

Оператор цеха, зам. начальника цеха, начальник тематиче­ ской партии, зам. главного геолога, начальник отдела НПУ, заведующий Бахметьевским нефтепромыслом, начальник от-

28*

435

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дела Жирновского НПУ объединения «Нижневолжскнефть» (1955—1965); начальник отдела НПУ «Узень» объединения «Казахстаннефть» (1965—1969); главный инженер —зам. начальника НГДУ «Узеньнефть», начальник отдела объеди­ нения «Мангышлакнефть» (1969—1980); ведущий инженер, зам. начальника отдела Главморнефтегаза Мингазпрома

СССР (1980—1983); начальник отдела, зам. начальника Главного планово-экономического управления Миннефтепрома СССР (1983—1991); зам. директора Департамента эконо­ мики корпорации «Роснефтегаз», ГП «Роснефть» (1991 — 1994).

Имеет орден СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник.

Стрижков Владимир Павлович (1926—1979 гг.)

Уфимский нефтяной институт, 1953 г.

Инженер отдела добычи, старший инженер объединения «Татнефть» (1953—1955); главный инженер, начальник, зам. начальника Татарского нефтепроводного управления (1955— 1967); начальник Управления северо-западных магистраль­ ных нефтепроводов (1967—1979).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, орден Сла­ вы III степени, Почетный нефтяник.

Стрижов Николай Иванович (1914—1986 гг.)

Московский нефтяной институт, 1941 г.

Главный механик, старший инженер геолого-разведочной конторы, главный инженер промысла треста «Калининнефть» Уз. ССР (1941—1945); старший инженер Наркомнефтепрома (1945—1946); старший инженер, начальник отдела Главзападнефтедобычи, Главбурнефти, Главвостокнефтедобычи Миннефтепрома СССР (1946—1955); зам. начальника, глав­ ный специалист, начальник подотдела, зам. начальника Отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана СССР

(1955—1962, 1965—1980); начальник Управления по бурению Госкомнефтедобычи при Госплане СССР (1962—1965). Награжден орденом и медалью СССР, Почетный нефтяник.

Стрижова Ольга Сергеевна (1921 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1946 г. Инженер-проектировщик Наркомнефти (1944—1945); инже­ нер по добыче нефти (1946—1948); старший инженер отдела

436

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

добычи (1950—1955) Миннефтепрома; старший инженер ОКБ по бесштанговым насосам (1955—1955); помощник на­ чальника Технического управления Миннефтепрома (1955— 1957); старший инженер отдела нефтяной и газовой промыш­ ленности, ученый секретарь отдела координации (1957—1965) Госкомитета СМ РСФСР; старший инженер отдела добычи нефти (1965—1970), отдела химизации технологических про­ цессов (1970—1975), старший инженер, ведущий инженер отдела добычи (1975—1984) Управления добычи Миннефте­ прома СССР.

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Стукалов Михаил Иванович (1918—1978 гг.)

Московский инженерно-экономический институт, 1956 г. Участник Великой Отечественной войны.

Трудовую деятельность начал в 1932 г. Служба в Советской Армии (1941 —1945); инженер-экономист, зам. начальника, начальник планового отдела Главзападнефтедобычи Мин­ нефтепрома (1945—1957); начальник отдела Госплана РСФСР (1957—1960); начальник Управления СНХ РСФСР (1960—1965); начальник подотдела финансов Госплана

СССР (1965-1977). Имеет боевые награды.

Стулень Иван Яковлевич (1938 г. рожд.)

Краснодарский нефтяной техникум, 1957 г.

Оператор, начальник участка конторы по перекачке нефти и нефтепродуктов, г. Краснокамск (1957—1959); старший ме­ ханик Лобановского нефтепромыслового управления (1959— 1964); главный механик Управления по внутрипромысловому сбору и использованию попутного газа объединения «Пермнефть» (1964—1976); начальник базы производственного об­ служивания Нижневартовского управления магистральных нефтепроводов (1976 —наст, время).

Имеет медали СССР.

Стрюк Эдуард Петрович (1937 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1968 г.

Оператор, мастер, старший инженер на предприятиях «Туркменнефть» (1968—1970); технический инспектор РГТИ, на-

437

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чальник смены, начальник РИТС, зам. начальника Цен­ тральной инженерно-технологической службы, начальник отдела НГДУ «Сургутнефть» (1970—1979); секретарь парт­ кома на правах райкома ПО «Сургутнефтегаз» (1979—1989); зам. начальника УБР-1 (1989—1992).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник Тюменской области.

Стюров Михаил Афанасьевич (1944 г. рожд.)

Октябрьский нефтяной техникум, 1964 г.

Помощник бурильщика, буровой мастер, мастер по сложным работам Мегионской нефтеразведочной экспедиции (1964 — наст. время).

Имеет орден Трудовой Славы III степени, медаль СССР.

Судаков Валентин Васильевич (1934 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1958 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, начальник участка, старший инженер ПТО конторы бурения № 1 треста «Сталинградбурнефть» (1958—1964); начальник участка бурения, директор Коробковской конторы бурения треста «Жирновскнефтегазразведка» (1964—1970); начальник Коробковского УБР, Астраханского УБР, Коробковского НГДУ ПО «Нижневолжскнефть», АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1970 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ, Почет­ ный нефтяник.

Суздальцев Александр Иванович (1937 г. рожд.)

Герой Социалистического труда.

Оператор в НГДУ «Октябрьскнефть» ПО «Башнефть», НГДУ «Нижневартовскнефть» (1956 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, серебряную и бронзовую медали ВДНХ.

Сулейманов Владилен Маликович (1932 г. рожд.)

 

Уфимский нефтяной институт, 1957 г.

 

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой

мастер

в тресте «Башзападнефтеразведка» (1957—1961);

технорук,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

начальник партии Туймазинской ГПК (1961 — 1965); старший инженер участка, начальник участка Белебеевской конторы бурения треста «Башзападнефтеразведка» (1965—1970); старший инженер ЦИТС в Октябрьском УБР (1970—1972); старший инженер отдела, председатель профкома, начальник отдела ПО «Башнефть» (1972—1995); начальник отдела, инженер департамента буровых работ АНК «Башнефть» (1995 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Султан-Галиев Фарид Хайдар-Галиевич (1920—1988 гг.)

Стерлитамакский нефтяной техникум, 1939 г., Уфимский неф­ тяной институт, 1951 г.

Участник Великой Отечественной войны.

Техник конторы бурения треста «Башнефть» (1939—1941); старший инженер разведки треста «Ишимбайнефть» (1951 — 1955); начальник участка конторы бурения № 2, главный ин­ женер, директор конторы бурения № 4, главный инженер треста «Туймазабурнефть» (1955—1970); начальник Нефтекамского УБР (1970—1984).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Султанов Хатмулла Асылгареевич (1924—1994 гг.)

Герой Социалистического труда, кавалер Орденов Славы трех степеней.

Участник Великой Отечественной войны.

Буровой рабочий, верховой, помощник бурильщика, буриль­ щик, буровой мастер Туймазинского УБР (1948—1989). Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, Отечественной войны II степени.

Сураев Сергей Моисеевич (1927 г. рожд.)

Дрогобычский нефтяной техникум, 1975 г.

Дизелист, старший дизелист, механик участка конторы буре­ ния объединения «Куйбышевнефть» (1951 — 1963, 1964— 1965); работа в Индии (1963—1964); старший механик, тех­ нолог, начальник смены Районной инженерно-технологиче­

ской службы (РИТС)

Речицкого УРБ (1965—1981); главный

механик экспедиции

глубокого эксплуатационного бурения

№ 1 Речицкого УРБ

в Западной Сибири (1981—1983); на-

439

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чальник смены РИТС Речицкого УРБ объединения «Белоруснефть» (1983—1990).

Имеет орден, медаль СССР, отраслевые награды.

Сургучев Михаил Леонтьевич (1928—1991 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, докт. техн. наук, профессор.

Инженер, старший инженер, старш. научный сотрудник, ру­ ководитель сектора, руководитель лаборатории Гипровостокнефть (1953—1966); руководитель лаборатории, начальник отдела, зам. директора ВНИИнефть (1966—1986); генераль­ ный директор МНТК «Нефтеотдача» — директор ВНИИнефть (1986—1991).

Имеет орден СССР, отраслевые награды. Заслуженный дея­ тель науки и техники РСФСР, лауреат Ленинской премии, Почетный нефтяник.

Сурков Виктор Семенович (1926 г. рожд.)

Казанский государственный университет, 1950 г., докт. гео­ лого-минералогических наук, профессор, академик РАН. Начальник Сибирской геофизической экспедиции (1950— 1952); управляющий Абаканской геофизической конторой Миннефтепрома СССР (1952—1955); главный инженер, уп­ равляющий Сибирским геофизическим трестом (1957—1962)• зам. директора по науке Сибирского НИИ геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГИМС) (1962—1971)- директор СНИИГИМСа (1971—наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный деятель науки и техники РСФСР, лауреат Государ, ственной премии.

Сусленников Николай Михайлович (1930 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1952 г. Начальник участка Черкасской конторы разведочного буре­ ния, старший инженер отдела, руководитель группы НИС объединения «Куйбышевнефть» (1952—1961); руководитель лаборатории КуйбышевНИИ НП (1961 — 1966); начальник отдела научной организации труда, производства и управ­ ления Куйбышевского филиала ВНИИОЭНГ (1966—1969) начальник лаборатории, первый зам. начальника Центра ВНИИОЭНГ (1969—1973); зам. начальника Управления ра-

440

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бочих кадров, труда И зарплаты Миннефтепрома СССР

(1973—1988); старший научный сотрудник ВНИИОЭНГ 1988—1992).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Сухих Александр Петрович (1948 г. рожд.)

Новосибирский геологоразведочный техникум, 1968 г. Техник-геофизик, инженер-оператор, геофизик-оператор, старший геофизик, ведущий геофизик геологического отдела АООТ «Ямалгеофизика» (1968 —наст. время).

Имеет орден и медаль СССР.

Суханов Владислав Борисович (1939 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1962 г.

Помощник бурильщика, помощник бурового мастера, инже­ нер, старший инженер-технолог, зам. начальника технологи­ ческого отдела НПУ «Приазовнефть», Ахтырского УБР (1957—1978); старший инженер, зам. начальника технологи­ ческого отдела, начальник технологического отдела по буре­ нию объединения «Краснодарнефтегаз» (1978—1992); глав­ ный технолог по бурению, начальник отдела строительства скважин АО «Краснодарнефтегаз» (1992 —наст. время).

Сухарев Николай Григорьевич (1937 г. рожд.)

Куйбышевский нефтетехнологический техникум, 1970 г. Слесарь КИПиА, инженер, начальник товарного парка Куй­ бышевского управления нефтепровода «Дружба», начальник нефтеперекачивающей станции «Самара», начальник линей­ ной производственно-диспетчерской станции «Лопатино» (1965 — наст. время).

Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

Сухачев Геннадий Георгиевич (1938 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1968 г.

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего (1953— 1907), (1960—1962), вышкомонтажник, прораб вышкостроения, помощник мастера, инженер по бурению, старший инже­ нер участка бурения, начальник вышкомонтажного цеха Сургутской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ) (1968 1976), начальник Правдинской НРЭ (1976-1984); генераль-

441

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ный директор АООТ «Мегионнефтегазгеология» (1984—наст. время).

Имеет ордена, в том числе за заслуги перед Отечеством IV степени, и медали СССР.

Сухих Геннадий Алексеевич (1937 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик Шаимской НРЭ (1964— 1973); бурильщик УПНПиКРС НГДУ «Шаимнефть» (1973— 1980); бурильщик капитального ремонта скважин НИС Главтюменнефтегаза (1980—1982), затем НИС и УПНПиКРС ПО «Урайнефтегаз» (1982 — наст. время).

Сухогузов Петр Григорьевич (1923 г. рожд.)

Московский институт инженеров геодезии, аэрофотосъемки и картографии, 1967 г.

Участник Великой Отечественной войны.

Техник, топограф, геодезист, главный геодезист экспедиции ГГП «Печорагеофизика» (1950—1981).

Имеет боевые награды, медаль СССР.

Сыроваткин Леонид Владимирович (1931 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Бурильщик, буровой мастер, главный инженер, управляющий трестом буровых работ, зам. генерального директора объеди­ нения «Куйбышевнефть» (1956—1984); работа в Ираке (1984—1985); заведующий Куйбышевским отделом ВНИИБТ (1985 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный изобретатель и рационализатор СССР, лауреат Го­ сударственной премии.

Сысоев Борис Иванович (1947 г. рожд.)

Исовский геологоразведочный техникум, 1967 г. Техник-геофизик, инженер-оператор, начальник отдела отря­ да, председатель профкома, начальник партии АООТ «Ямалгеофизика» (1967 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

442

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Сыртланов Ампир Шайбакович (1936 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1960 г., канд. техн. наук. Оператор, мастер, начальник участка, старший инженер це­ ха, начальник цеха, председатель группкома, начальник нефтепромысла, главный инженер НГДУ «Чекмагушнефть» (1960—1984); главный инженер, генеральный директор ПО «Башнефть», АНК «Башнефть» (1984 —наст. время). Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Сычев Юрий Васильевич (1936 г. рожд.)

Механический техникум транспортного машиностроения 1956 г.

Дизелист, механик, главный механик конторы бурения, на­ чальник базы производственного обслуживания, зам. началь­ ника Тунгорского УБР в системе «Сахалиннефть» (1960— 1978); зам. начальника, начальник Бирской экспедиции объ­ единения «Башнефть», работающей вахтовым методом в Сургуте (1978—1982); управляющий трестом «Сургутнефтеспецстрой» (1982 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник Минтопэнерго РФ.

Сюндюков Евгений Дмитриевич (1937 г. рожд.)

Бурильщик, буровой мастер Костромской, Центральной, Яро­ славской экспедиций треста «Ярославнефтегазразведка» объединения «Волгокамскгеология» и ГНПП «Недра» (1954 — наст. время).

Имеет орден СССР.

Табаков Геннадий Павлович (1931 1975 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1954 г.

Старший инженер, главный инженер нефтепромысла, глав­ ный инженер НПУ объединения «Куйбышевнефть» (1954— 1965); начальник отдела, зам. начальника Управления добы­ чи нефти Миннефтепрома СССР (1965—1975).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

443

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тагиев Эйюб Измаилович (1911 — 1967 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1932 г., доктор техни­ ческих наук, профессор.

Инженер-конструктор, старший инженер АзИНМАШа (1932—1934), объединения «Азнефть» (1934—1937); директор КТБ Наркомнефти (1937—1942); главный инженер, началь­ ник Молотовнефтекомбнната (1942—1944); зам. начальника, начальник сектора отдела турбинного бурения Наркомнефти; зам. начальника Главвостокнефтедобычн (1947—1949); глав­ ный инженер Главморнефти (1949—1951); первый зам. на­ чальника Главбурнефти (1951 —1953); зам. начальника Главзападнефтедобычи (1953—1955); зам. начальника Тех­ нического управления Миннефтепрома СССР (1955—1957); начальник отдела ВНИИБурнефти, заведующий кафедрой бурения Московского нефтяного ин-та (1957—1958); дирек­ тор ВНИИБТ (1958—1960). Заведующий кафедрой, прорек­ тор Московского нефтяного института (1960—1967).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Трижды

лауреат Государственной премии.

Заслуженный

работник

нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Создатель

многоступенчатого

турбобура. Заслуженный

деятель

науки

и техники Азербайджанской ССР.

 

 

 

 

Тагиров Идельбай Абдуллович (1927 г. рожд.)

 

 

 

Московский нефтяной институт, 1951 г.

 

 

 

Старший геолог,

зам. главного

геолога,

главный

геолог

НГДУ «Ишимбайпефть» (1952-1957); главный

геолог тре­

ста «Башюгнефтеразведка»

(1957-1987).

 

 

 

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почетный

нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

 

 

 

Такоев Дзандар Авсимайхович

(1916

г. рожд.)

 

 

 

Азербайджанский индустриальный институт, 1941 г. Помощник мастера, старший инженер, начальник участка треста «Ишимбайпефть», главный инженер промысла треста «Туймазанефть» (1941 — 1947); главный инженер, управляю­ щий трестом «Ставропольнефть», начальник НПУ «Перво­ майнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1947—1957); зам. начальника Управления нефтяной и газовой промыш­ ленности Куйбышевского СНХ, заведующий отделом Куйбы­ шевского обкома КПСС, начальник объединения «Куйбышев-

444

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефть» (1957—1970); зам. Министра Миннефтепрома (1970— 1984); заведующий сектором ВНИИнефть (1985—1992). Имеет ордена и медали СССР и отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник, лауреат Ленинской премии, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Тананушко Евгений Александрович (1933 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1957 г.

Трудовую деятельность начал на буровых предприятиях объ­ единения «Татнефть», где прошел все ступени профессиональ­ ного мастерства от коллектора конторы бурения до главного геолога УБР (1957—1971); с 1971 г. работает в объединении «Белоруснефть»: старший геолог — руководитель группы Тематической партии, зам. начальника отдела НГДУ «Речицанефть», старший геолог, зам. начальника НГДУ, с 1987 г. по настоящее время начальник геологического отдела объ­ единения «Белоруснефть».

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Тараканов Владимир Алексеевич (1930 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1953 г.

Инженер, начальник участка, начальник отдела, начальник производственно-диспетчерской службы, главный инженер, Директор конторы бурения № 2 треста «Альметьевбурнефть» объединения «Татнефть» (1953—1970); начальник Светло­ горского УБР объединения «Белоруснефть» (1970—1978); заместитель начальника управления глубокого бурения Мингео РСФСР, Мингео СССР (1978-1990).

Имеет правительственные награды.

Тарасов Виктор Иванович (1939 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1977 г.

Помощник бурильщика НПУ «Малгобекнефть» (1958—1969); бурильщик конторы бурения № 2 ПО «Ставропольнефтегаз»

(1969—1974);

загранкомандировка

(1974—1977);

буриль­

щик, буровой

мастер, технолог

объединения «Ставрополь-

нефтегаз» (1977—1981); бурильщик

Жетыбайского УБР

объединения

«Мангышлакнефть»

(1981 — 1987);

районный

инженер Ставропольского военизированного отряда. Имеет медаль СССР.

445

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тарасов Лев Николаевич (1912 г. рожд.)

Московский промышленно-экономическнй политехникум, 1931 г.

Начальник спецчасти, зам. начальника объединения «Сахалиннефть»; начальник нефтепроводного управления, затем работник аппарата Всесоюзного промышленного объедине­ ния «Сахалинморнефтегазпром» (1941 —1988).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Почетный граж­ данин г. Оха.

Тарасов Илья Федорович (1929 г. рожд.)

Тракторист, водитель автомашины, мастер, слесарь-ремонт- пик нефтеперекачивающей станции «Ковали» Казанского районного нефтепроводного управления (1958—1989).

Имеет орден и медаль СССР, Заслуженный нефтяник Татар­ ской АССР, Почетный нефтяник.

Тарасов Виктор Сергеевич (1943 г. рожд.)

Сахалинский нефтяной техникум, 1977 г.

Дизелист, слесарь в объединении «Сахалиннефть» (1960— 1967); респираторщик, командир отделения, командир взво­ да Сахалинского военизированного отряда (1967—1994).

Имеет медали СССР.

Тарасов Александр Гаврилович (1941 г. рожд.)

Саратовский нефтяной техникум, 1985 г.

Помощник бурильщика, старший инженер, мастер Мегпонской нефтеразведочной экспедиции (1958 — наст. время).

Тарасов Виктор Иванович (1947 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик Медведицкой конторы бурения треста «Жирновскнефтегазразведка», Жирновского УБР объединения «Нижневолжскнефть» (1966—1976, 1979— 1995); бурильщик в Алжире (1976—1979); бурильщик управ­ ления «Нижневолжскбурнефть» АО «ЛУКойл-Нижневолжск- нефть» (1995 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

446

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тарасюк Ярослав Феодосьевич (1937 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1959 г.

Технический руководитель Тазовской геологической партии (1965—1967); старший геофизик, главный геодезист, началь­ ник опытно-методической партии, ведущий инженер тех­ центра, ведущий геофизик партии цифровой обработки Тюменнефтегеофизики (1970 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Тверетин Юрий Ефимович (1940 г. рожд.)

Сургутский нефтяной техникум, 1964 г.

Дизелист, старший инженер-механик, начальник цеха Сур­

гутской НГРЭ (1964—1979);

главный механик В-СНГРЭ

ГТП «Обьнефтегазгеология»

(1979 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Темиров Амет Борисович (1924 г. рожд.)

Ашхабадский нефтяной техникум, 1950 г.

Техник-геолог, инженер-геолог, мастер по опробыванию сква­ жин Мегионской нефтеразведочной экспедиции (1950—наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

Тенин Игорь Александрович (1935 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1958 г. Инженер-интерпретатор трестов «Войвожнефтегазразведка», «Печорнефтегазразведка», старший инженер-интерпретатор, и. о. начальника партии Ухтинской геофизической конторы УТГУ Мингео РСФСР, старший геофизик геофизической сейсморазведочной экспедиции УТГУ Мингео РСФСР, стар­ ший геофизик тематической партии Ленинградской геофизи­ ческой экспедиции ПГО «Севзапгеология», начальник отря­ да, начальник тематического отряда, главный геофизик тема­ тического отряда, ведущий геофизик ОАО «Нарьян-Марсейс- моразведка» (1958 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Терентьев Юрий Георгиевич (1922 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1950 г.

Начальник участка, директор конторы бурения, начальник цеха, начальник НПУ «Старогрознефть», зам. начальника

447

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

объединения Грознефть (1950—1970); начальник Главного управления по бурению, член коллегии Миннефтепрома (1970—1981); зам. Председателя Госгортехнадзора СССР

(1981—1990). Участник ВОВ.

Имеет ордена и медали СССР, среди них боевые награды, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Терехин Алексей Андреевич (1939 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1970 г.

В нефтяной промышленности работает с 1970 г.: помощник бурильщика, буровой мастер, начальник смены Районной инженерно-диспетчерской службы, зам. начальника, началь­ ник Районной инженеро-технологической службы Речицкого управления разведочного бурения (1970—1981); главный ин­ женер контракта в Ливии (1981 — 1983); начальник Речиц­ кого УРБ объединения «Белоруснефть» (1983 — наст. время). Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Терланов Василий Иванович (1930 г. рожд.)

Иркутский политехнический институт, 1966 г.

Мастер, прораб, старший прораб стройуправления, началь­ ник завода железобетонных изделий, главный инженер уча­ стка отделочных работ треста «Сахалинспецнефтестрой» объ­ единения «Сахалиннефть» (1951—1960); старший инженер, главный инженер отдела капитального строительства УВД Охинского горкома КПСС, УВД Иркутского облисполкома, студент (1960—1966); старший инженер, начальник отдела, главный инженер треста «Сахалиннефтеспецстрой» объеди­ нения «Сахалиннефть» (1966—1970); начальник контракта Миннефтепрома СССР в Ираке (1970—1973); зам. началь­ ника, начальник отдела, зам. начальника Главного управле­ ния капитального строительства Миннефтепрома СССР

(1973—1991); зам. директора Департамента капитального строительства корпорации «Роснефтегаз», ГП «Роснефть» (1991 — 1994); генеральный директор АО «Развитие — Роснеф­ тегаз» (1994 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды. Почетный нефтя­ ник.

Тетерин Михаил Яковлевич (1935 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1967 г.

Оператор по добыче нефти, старший экономист, начальник планового отдела (1966—1980), зам. начальника НГДУ

448

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Осинскнефть» ПО «Пермнефть» по экономике (1980-1995). Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­

ник.

Тетерин Валентин Васильевич (1941 г. рожд.)

Свердловское техническое училище, 1959 г., Уральский лесо­ технический институт, 1964 г.

Инженер топографического отдела, маркшейдер, главный маркшейдер маркшейдерской группы НГДУ «Шаимнефть» (1964—1995).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Тер-Габриэлян Саакович (1912 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1935 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инженер по бурению треста «Малгобекнефть» (1936—1936); инженер-диспетчер, инженер-конструктор, начальник бюро стандартизации завода «Борец» (1936—1941, 1946—1946); старший инженер, зам. начальника отдела Технического уп­ равления Миннефтепрома (1946—1957); эксперт, старший эксперт, главный специалист Управления по добыче Госко­ митета СССР по нефтеперерабатывающей промышленности (1962—1965); начальник отдела изобретательства и патен­ тования Технико-экономического управления Миннефтепро­ ма (1965—1975).

Имеет боевые награды, медали СССР, отраслевые награды.

Терпак Петр Петрович (1939 г. рожд.)

Львовский нефтепромысловый техникум, 1957 г. Коллектор, техник-геолог, старший геолог (1957—1973), на­ чальник партии структурно-поискового бурения (1973— 1990), председатель профкома Геологоразведочной конторы объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1990 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Теслюк Евгений Васильевич (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., канд. техн. наук. Старший инженер, мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник, руководитель сектора, начальник отдела ВНИИ-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нефть (1952—1994); советник генерального Директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник нефтя­ ной и газовой промышленности РСФСР.

Тимаков Владимир Григорьевич (19301988 гг.)

Герой Социалистического Труда.

С 1953 до 1973 г. работал в НПУ «Азнакаевскнефть», «Правдинскнефть»; с 1973 по 1987 г. работал в НГДУ «Сургутнефть» оператором по добыче нефти и газа, помощником мастера.

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Тимергалин Флюр Имамгаязович (1940 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1965 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, старший инженер уча­ стка бурения № 1, начальник участка бурения № 1, старший инженер ПТО, начальник ПТО Белокатайской конторы сверхглубокого бурения треста «Башвостокнефтеразведка> (1966—1970); старший инженер-технолог, начальник ПТО Белокатайского районного УБР, главный инженер Белока­ тайской экспедиции глубокого бурения Бирского УБР (1970—1978); начальник РИТС № 2, начальник смены ЦИТС Белебеевского УБР (1978—1981); главный технолог, главный инженер — зам. начальника Дюртюлинского УБР (1981—1995); главный инженер Дюртюлинской экспедиции глубокого бурения Уфимского УБР (1995 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Тимерханов Наиль Шагарданович (1936 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1959 г.

Мастер, старший инженер, заведующий нефтепромыслом НГДУ «Ишимбайнефть», начальник ПТО НГДУ «Краснохолмскнефть», начальник цеха, зам. начальника — главный инженер НГДУ «Уфанефть» (1959 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Тимонина Клара Николаевна (1928 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1951 г.

Экономист треста, инженер-экономист нефтепромысла, стар-

450

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ший инженер-экономист лаборатории, начальник отдела кон­ торы бурения треста «Бавлынефть», НПУ «Азнакаевскнефть», треста «Татбурнефть» (1951 — 1964); зам. начальни­ ка отдела Главтюменнефтегаза (1964—1965); старший ин­ женер, ведущий экономист Главного планово-экономического управления Миннефтепрома СССР (1965—1984).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Тимонин Виталий Иосифович (1927 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1951 г.

Инженер, заведующий промыслом, главный инженер, началь­ ник НПУ, зам. начальника объединения «Татнефть» (1951 — 1964); главный инженер объединения «Тюменнефтегаз» (1964—1965); замначальника Главка Миннефтепрома СССР

(1965—1971); генеральный директор объединения «Мангышлакнефть» (1971 — 1980); зам. начальника Отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана СССР (1980—1983); работа в системе Газпрома (1983 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии Каз. ССР, Почетный нефтяник, По­ четный работник газовой промышленности.

Тимофеев Николай Степанович (1912-1973 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1935 г., доктор технических наук, профессор.

Рабочий, хронометражист, техник-нормировщик, инженер нормативной станции (1923—1934); главный инженер, дирек­ тор^ конторы бурения треста Артемнефть (1934—1938); глав­ ный механик объединения «Востокнефть», начальник отдела Главвостокнефтедобычи; зам. начальника и начальник тех­ отдела Наркомнефти (1938—1945); главный инженер Глав­ востокнефтедобычи, начальник Техуправления, председатель Техсовета, член коллегии Миннефтепрома СССР (1945— 1949); начальник Главзападдобычи, главный инженер, зам. начальника Главбурнефти, начальник Главвостокнефтедобы­ чи Миннефтепрома СССР, заместитель председателя Куйбы­ шевского СНХ (1949—1960); главный инженер —зам. дирек­ тора по научной работе ВНИИБТ (1960—1969), руководи­ тель лаборатории ВНИИБТ (1969-1973).

Имеет ордена, среди них орден Ленина, и медали СССР,

Большую золотую медаль ВДНХ СССР, отраслевые награ­ ды. Дважды лауреат Государственной премии; Заслуженный Деятель науки и техники РСФСР.

2 Э *

45.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тимошинов Виктор Алексеевич (1941 г. рожд.)

Воронежский инженерно-строительный институт, 1963 г. Инженер, старший инженер НПУ «Елховнефть», старший инженер, зам. начальника отдела объединения «Татнефть» (1963—1973); начальник отдела по обустройству месторож­ дений объединения «Удмуртнефть» (1973—1983); зам. гене­ рального директора объединения «Актюбинскнефть» (1983— 1989); зам. генерального директора объединения, вице-пре­ зидент АО «Удмуртнефть» (1989 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Удмурт­ ской Республики.

Тимошук Александр Борисович (1932—1978 гг.)

Пермский нефтяной техникум, 1952 г., Московский нефтяной институт, 1962 г.

Техник, старший инженер, помощник бурильщика треста «Альметьевскбурнефть» объединения «Татнефть» (1952— 1954); горно-технический инспектор Альметьевской Район­ ной горно-технической инспекции (РГТИ), участковый инже­ нер-инспектор, начальник Альметьевской РГТИ Татарского округа Госгортехнадзора СССР (1954—1965); главный ин­ женер—зам. начальника НПУ «Актюбанефть» объединения «Татнефть» (1965—1968); начальник Управления охраны труда и военизированных спецчастей Миннефтепрома СССР

(1968—1978).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Тимченко Александр Григорьевич (1927—1984 гг.)

Герой Социалистического труда.

Плотник в тресте «Грознефтеразведка» (1944—1950); плот­ ник—бригадир вышковиков в конторе бурения объединения «Татнефть» (1950—1965); бригадир вышкомонтажной брига­ ды в Усть-Балыкской, Сургутской конторах бурения, вышко­ монтажной конторе, Сургутском вышкомонтажном управле­ нии (1965—1984).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Титков Николай Иосифович (1904—1987 гг.)

Московская горная академия, 1936 г., доктор экономических наук, профессор.

452

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В нефтяной промышленности с 1929 г. Декан, зам. директо­ ра и директор Московского нефтяного института (1930— 1934); уполномоченный Главнефти при Амторге США (1934— 1937); начальник ОКСа Главнефти; начальник отдела треста «Башнефть», директор конторы бурения, главный инженер треста «Башнефтекомбинат» (1939—1944); начальник от­ дела нефтяной промышленности Совнаркома (1944—1951); директор института нефти Академии наук СССР (1951 — 1958); зам. директора ИГиРГИ (1958—1966); зам. директо­ ра ВНИИБТ (1966—1986).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник, лауреат Государственной премии, Заслужен­ ный деятель науки и техники РСФСР, Заслуженный работ­ ник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Тиханкин Федор Кузьмич (1942 г. рожд.)

Слесарь по ремонту бурового оборудования прокатно-ремонт- ного цеха Сургутской НГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология> (1966 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Тихонов Виктор Васильевич (1930 г. рожд.)

Одесское высшее мореходное училище, 1956 г., канд. техн. наук.

Инженер, старший инженер, начальник отдела эксплуатации Куйбышевского нефтепроводного управления (1957—1966); начальник Юго-Западного нефтепроводного управления (1966—1970), Управления Приволжскими магистральными нефтепроводами (1970—1986), консультант-эксперт АООТ «Приволжские магистральные нефтепроводы> (1986 —наст. время).

Имеет ордена СССР, Почетный нефтяник, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Ткаченко Иван Семенович (1913 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1939 г., канд. геолого-минералогических наук.

Геолог, старший геолог, главный геолог треста, директор треста «Сызраньнефть», управляющий трестом «Куйбышевнефтеразведка».

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный разведчик недр, лауреат Государственной премии.

453

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Толмачев Валентин Васильевич (19271993 гг.)

Грозненский нефтяной техникум, 1947 г., Всесоюзный заоч­ ный политехнический институт, 1959 г.

Коллектор, старший геолог нефтеразведки, главный геолог конторы, начальник участка бурения, директор конторы бу­ рения, геолог, начальник отдела, главный геолог конторы бурения объединения «Краснодарнефтегаз» (1947—1963); зам. начальника, начальник геологического отдела СевероКавказского СНХ (1963—1965); зам. начальника отдела Главдобычи в районах Средней Азии и южных районах, главный геолог южных районов Главгеологии Миннефтепро- ма (1965—1971); главный специалист отдела геологии и минеральных ресурсов Госплана СССР (1971 — 1990).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государ­ ственной премии, Почетный разведчик недр, Почетный неф­ тяник.

Токмилов Владимир Кузьмич (1933 г. рожд.)

Бурильщик Кинель-Черкасской конторы разведочного буре­ ния (1953—1955); бурильщик, электромонтер конторы разве­ дочного бурения № 4 треста «Первомайбурнефть» объеди­ нения «Куйбышевнефть» (1958—1967); бурильщик, буровой мастер, начальник буровой Жетыбайской конторы бурения Мангышлакского управления разведочного бурения объеди­ нения «Мангышлакнефть» (1967—1982); начальник буровой, начальник смены Центральной инженерно-технологической службы, начальник участка глинохозяйства Тампонажного управления предприятия буровых работ «Астраханьбургаз» дочернего предприятия «Астраханьгазпром» РАО «Газпром» (1982 —наст, время).

Имеет ордена СССР.

Толстоухов Григорий Дмитриевич (1910 г. рожд.)

В нефтяной промышленности начал работать с 1938 г. Про­ шел путь от бурильщика до директора конторы бурения №3 треста «Первомайбурнефть» объединения «Куйбышевнефть». Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

Толстое Константин Васильевич (1926 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

434

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Токарь автотранспортной конторы треста «Казахстаннефтестрой», главный инженер Гурьевской перевалочной нефте­ базы, начальник станции Комсомольского нефтепроводного управления «Сахалиннефть», главный инженер Краснодар­ ского и Черноморского управлений Главнефтеснаба РСФСР (1952—1973); зам. начальника Черноморского управления магистральных нефтепроводов (1973—1979); главный инже­ нер Нижневартовского районного нефтепроводного управле­ ния (1979—1981); зам. начальника по товарно-транспортным операциям Сургутского нефтепроводного управления (1981 — 1989).

Имеет медали СССР.

Толстухин Евгений Александрович (1933 г. рожд.)

Новочеркасский геолого-разведочный техникум, 1958 г., Ижевский механический институт, 1966 г., Всесоюзный заоч­ ный политехнический институт, 1970 г.

Техник-геолог, геолог, старший геолог, начальник тематиче­ ской партии Удмуртского треста разведочного бурения, глав­ ный геолог, помощник генерального директора объединения «Удмуртгеология» (1958 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный геолог РФ.

Топольян Альберт Суренович (1937 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1965 г. Бурильщик, оператор подземного и капитального ремонта скважин, мастер, старший мастер, инженер-технолог, началь­ ник отдела разработки, начальник ЦИТС, главный инженер (1958—1986), начальник НГДУ «Хадыженнефть» АО «Краснодарнефтегаз» (1986 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Топорцов Владимир Алексеевич (19251994 гг.)

Ленинградский горный институт, 1964 г. Участник Великой Отечественной войны.

Старший коллектор, техник-геолог, начальник отряда, на­ чальник партии, начальник планово-экономического отдела объединения «Ямалгеофизика» (1948—1991).

Имеет боевые награды, медали СССР.

455

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Топлов Станислав Михайлович (1935 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1958 г.

Помощник оператора, старший оператор, начальник техно­ логических установок, старший инженер цеха, начальник цеха Омского нефтеперерабатывающего завода (1958—1967); руководитель группы советских специалистов в Болгарии, главный инженер топливного производства, главный техно­ лог Омского филиала ВНИПИнефть (1967—1972); главный инженер — зам. директора ВНИПИгазпереработка (1972— 1975); начальник технического отдела, главный инженер — зам. директора ВПО «Союзнефтегазпереработка» (1975— 1985); зам. Министра (1985—1989); начальник Управления по переработке нефти и газа Миннефтепрома СССР (1989— 1992); начальник АО «Газнефтепереработка» (1992 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Топурия Резо Иулонович (1931 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г. Техник-нормировщик, инженер, помощник мастера нефтераз­ ведок Пильтунской, Некрасовской, Малое Сабо треста «Дальнефтеразведка»; начальник отдела объединения «Сахалиннефть», начальник отдела Сахалинского филиала ВНИИ, главный экономист НПУ «Сахалиннефть», главный эконо­ мист Северо-Сахалинского УБР (1956—1978); главный эко­ номист, зам. начальника УБР № 1, зам. управляющего Усинским трестом буровых работ, зам. начальника по эконо­ мике Усинского УБР объединения «Коминефть» (1978— 1990); начальник планово-экономического отдела в Совмест­ ном предприятии «Вьетсовпетро» во Вьетнаме (1990—1993); зам. начальника Управления инвестиций и финансов АО «Росшельф» (1993 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Торсуков Леонид Васильевич (1926—1992 гг.)

Пермский нефтяной техникум, 1949 г.

Помощник бурильщика, старший инженер Чердынской, Глазовской нефтеразведок (1949—1954); инженер, старший ин­ женер Куединской, Гожано-Быркинской нефтеразведок (1954—1957); начальник Лобановской нефтеразведки (1957-

456

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1963); директор Полазненской КТБ, Краснокамского УРБ объединения «Пермнефть» (1963—1981).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Торшин Виталий Петрович (1927—1991 гг.)

Уфимский нефтяной институт, 1961 г.

Служба в Советской Армии (1944—1953); старший бухгал­ тер Бугульминской нормативно-исследовательской станции (1953—1956); старший оператор, старший инженер Горьковского районного нефтепроводного управления (1961 — 1964); главный инженер Дирекции по строительству Северо-Запад­ ных магистральных трубопроводов (1964—1968); начальник Сургутского нефтепроводного управления (1968—1983); зам. начальника Сургутской линейной инженерно-технологиче­ ской службы (1983—1988).

Имеет орден Трудовой Славы III степени и медали СССР,

в том числе за участие в ВОВ.

Травкин Юрий Алексеевич (1938 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1961 г.

Слесарь, механик цеха, старший инженер, начальник уста­ новки цеха перекачки и подготовки нефти НГДУ «Аксаковнефть» (1961—1964); старш. научный сотрудник нефтяного отдела Гипровостокнефть (1964—1965); и.о. старш. научного сотрудника лаборатории технико-экономических исследова­ ний буровых работ ВНИИОЭНГ (1965—1965); старший ин­ женер отдела Управления внешних сношений Миннефтепрома (1965—1968); старший инженер, зам. начальника отдела комплектации объединения «Зарубежнефть» (1968—1974); загранкомандировка, Ирак (1974—1976); начальник отдела. зам. начальника объединения «Зарубежнефть» (1976—1988); зам. генерального директора ВПО «Зарубежнефтестрой» (1988—1993); президент швейцарской фирмы «ТВ5» фирмы «Трейдинг-Бизнес-Сервис» (1993 —наст. время).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды, Почетный неф­ тяник.

Травницкий Вениамин Николаевич (1919—1987 гг.)

Московский нефтяной институт, 1943 г.

Работа в НГДУ «Ишимбайнефть» (1943—1952); начальник отдела ПО «Башнефть» (1952—1955); главный инженер, на-

457

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чальник НГДУ «Аксаковнефть» (1955—1979).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный нефтяник Башкирии.

Трифонов Геннадий Васильевич (1938 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1966 г. Слесарь-ремонтник, старший механик бригады, механик ВМЦ, старший механик участка бурения Жирновской кон­ торы бурения треста «Жирновскнефтегазразведка» (1966— 1971); старший механик, зам. начальника БПО, главный ме­ ханик Жирновского УБР объединения «Нижневолжскнефть» (1971 —1995); главный механик управления «Нижневолжскбурнефть» АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1995 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник Минтопэнер­ го РФ.

Трифонова Нина Александровна (1912 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1935 г.

Коллектор, инженер-геолог геологопоисковой конторы (1936—1943); геолог, старший геолог, зам. главного геолога объединения «Пермнефть» (1943—1950); главный геолог треста «Пермнефтеразведка» (1950—1965); начальник гео­ логического отдела объединения «Пермнефть» (1965—1985). Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный геолог РСФСР.

Трифонов Валентин Лаврович (1927 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1952 г.

Инженер участка, начальник отдела, главный инженер раз­ ведочного треста буровых работ объединения «Куйбышев­ нефть»; работа в Индии, Алжире; начальник отдела бурения объединения «Куйбышевнефть» (1952—1994).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, сере­ бряную и бронзовые медали ВДНХ, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Трофимов Всеволод Владимирович (1912—1985 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1938 г., канд. техн. наук.

458

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В нефтяной промышленности работал с 1939 г. Главный тех­ нолог, начальник сектора, руководитель нефтяной лаборато­ рии, начальник нефтяного отдела, зам. директора по науч­ ной работе Гипровостокнефть (1946—1972).

Имеет отраслевые награды.

Трофименко Петр Кузьмич (1929 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1951 г.

Мастер по добыче нефти НПУ «Бугурусланнефть» (1952— 1957); главный инженер НПУ «Краснокамскнефть» (1957— 1958); главный инженер, зам. генерального директора объ­ единения «Пермнефть» (1958—1973); зам. начальника НГДУ «Юганскнефтегаз» (1973—1980); начальник Управления технологического транспорта и спецтехники объединения «Пермнефть» (1980—1989).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Трофимук Андрей Алексеевич (1911 г. рожд.)

Казанский Государственный университет, 1933 г., докт. гео­ лого-минералогических наук, академик РАН, профессор. Герой Социалистического труда.

Старший геолог, научный руководитель ЦНИЛ треста «Востокнефть» (1934—1940); главный геолог треста «Ишимбайнефть», ПО «Башнефть», Главнефтеразведки Миннефтепрома СССР (1940—1953); зам. директора, директор ВНИИнефть» (1953—1957); директор Института геологии и гео­ физики, зам. председателя, первый зам. председателя Сибир­ ского отделения АН СССР, член Президиума АН СССР

(1957—1988); почетный директор, советник Президиума РАН (1988 — наст. время). Первооткрыватель Кинзебулатовского и Туймазинского месторождений.

Имеет ордена и медали СССР, в том числе шесть орденов Ленина, медали ВДНХ, отраслевые награды, Почетный неф­ тяник.

Трутнев Петр Николаевич (1926—1980 гг.)

Пермский политехнический институт, 1972 г.

Оператор, мастер по ремонту нефтяного оборудования (1949—1955); механик, мастер по добыче нефти и газа, на­ чальник ПТО НГДУ «Полазнанефть» объединения «Перм­ нефть» (1955—1980).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина.

459

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Трушников Алексей Николаевич (1938 г. рожд.)

Оператор по добыче нефти и газа в НГДУ «Полазнанефть» объединения «Пермнефть» (1962—1993).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Тукаев Рифкат Хасанович (1937 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1965 г.

Электросварщик, мастер по подземному и капитальному ремонту скважин (1960—1970); начальник цеха ПКРСНГДУ «Полазнанефть» объединения «Пермнефть» (1970—1993).

Имеет орден СССР.

Тульников Анатолий Андреевич (1940 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1968 г.

Плотник в СМУ, слесарь цеха ППД, мастер, старший инже­ нер, начальник участка цеха капитального ремонта скважин, старший инженер управления НПУ «Бавлынефть» (1958— 1970); главный инженер, начальник НГДУ «Кунгурнефть» (1970—1984); первый зам. председателя, председатель Кунгурского Горисполкома (1984—1988); зам. председателя Пермского Облисполкома, зам. главы администрации, зам. губернатора Пермской области (1988—1994); генеральный директор АО «Пермнефть» (1994 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Туманин Михаил Иванович (1937 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1972 г.

Инженер ОКС, инженер-электрик, мастер, заведующий мас­ терской электромонтажного цеха НГДУ «Аксаковнефть» (1955—1957, 1960—1962); мастер НГДУ «Туймазанефть» (1962—1963); мастер, старший инженер, начальник цеха, главный энергетик НГДУ «Аксаковнефть» (1963—1977); зам. главного энергетика, главный энергетик ПО «Башнефть», АНК «Башнефть» (1977 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, За­ служенный энергетик Республики Башкортостан.

460

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Туманова Людмила Васильевна (1943 г. рожд.)

Казанский государственный университет, 1966 г. Техник-вычислитель, инженер-геофизик сейсмопартии, гео­ лог, геофизик-интерпретатор, старший геофизик партии циф­ ровой обработки, геофизик I категории группы геолого-гео­ физического анализа Тюменнефтегеофизики (1966 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Тухватуллин Зигандар Заннатович (1919 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1951 г. Участник Великой Отечественной войны.

Помощник мастера, мастер промысла № 5 треста «Туймазанефть» (1952); начальник участка, зам. начальника цеха, начальник цеха, зам. начальника НПУ «Туймазанефть» (1952—1963); начальник НГДУ «Краснохолмскнефть» (1963—1966); и.о. зам. начальника, зам. начальника, зам. генерального директора ПО «Башнефть» (1966—1983).

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Тхостов Батраз Агубечирович (1921—1972 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1942 г., докт. геолого-минералогических наук.

Геолог, старший геолог, главный геолог предприятий объеди­ нения «Азнефть» (1935—1942); главный геолог предприятий Наркомнефти Казахстана, Узбекистана, Украины, Дагестана (1942—1950); начальник геологического отдела, зам. глав­ ного геолога, главный эксперт технико-экономического отде­ ла Главзападдобычи Миннефтепрома (1950—1957); зам. на­ чальника отдела нефтяной и газовой промышленности Гос­ плана РСФСР (1957—1967); заведующий лабораторией ИГиРГИ (1967—1972).

Имеет медали СССР, Почетный нефтяник.

Тюльков Владимир Антонович (1941 г. рожд.).

Тюменский машиностроительный техникум, 1980 г. Техник-геодезист, старший техник филиала УралТИСИЗ Главтюменнефтегаза (1969—1970); маркшейдер, начальник маркшейдерской группы НГДУ «Нижневартовекнефть»

461

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1971—1993); главный маркшейдер — руководитель марк­ шейдерской службы Ермаковского НГДП ОАО «Тюменнефтегаз» (1993 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Тюрин Иван Павлович (1933 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Буровой мастер, инженер, начальник отдела конторы буре­ ния № 1 треста «Первомайбурнефть», директор конторы раз­ ведочного бурения; главный инженер, управляющий трестом «Куйбышевнефтеразведка» объединения «Куйбышевнефть»; работа в Алжире; заведующий отделом Гипровостокнефть; в настоящее время — заведующий отделом Инженерно-тех­ нического центра АО «Самаранефтегаз».

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, серебря­ ную и бронзовую медали ВДНХ, Почетный нефтяник.

Тюхлов Виктор Егорович (1931 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1964 г.

Работал на рабочих должностях в тресте «Башнефтеспецстрой», «Востокнефтестрой», АТБ треста «Куйбышевнефте­ разведка» (1953—1957); слесарь, моторист цементировочного агрегата, инженер тампонажной конторы треста «Первомай­ бурнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1957—1966); старший инженер Тампонажного управления объединения «Белоруснефть» (1966—1991). Участник ликвидации послед­ ствий аварии на Чернобыльской АЭС.

Имеет орден СССР и отраслевые награды.

Уваров Александр Иванович (1921 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны. Инженер-оператор, старший геофизик, начальник партии ГГП «Печорагеофизика».

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны I степени, орден СССР, отраслевые награды.

Удянский Николай Яковлевич (1908—1967 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1932 г.

Чертежник, слесарь, инженер организаций Наркомнефти, инженер-контролер Комитета Совпартконтроля СНК СССР

462

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1924—1928, 1932—1937); инженер, диспетчер конторы буре­ ния, зам. директора промысла, начальник отдела объедине­ ния «Азнефть» (1937—1949); старший инженер, зам. началь­ ника отдела Технического управления Миннефтепрома СССР

(1949—1957); старший инженер, главный специалист нефтя­ ного отдела Госплана РСФСР, зам. декана, доцент Всесоюз­ ного политехнического института, главный специалист нефтя­ ного отдела Госкомавтоматизации и машиностроения СМ

СССР, главный специалист Госхимнефтемаша, начальник отдела Главного технического управления Миннефтепрома

СССР (1957—1967).

Имеет медали СССР и отраслевые награды.

Узилов Евгений Михайлович (1931 — 1994 гг.)

Куйбышевский политехнический институт.

Бурильщик, начальник отдела конторы бурения. Секретарь парткома, Отрадненского горкома партии, заведующий от­ делом нефтяной и газовой промышленности Куйбышевского обкома КПСС. Генеральный директор объединения «Куйбы­ шевнефть».

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Укладов Лев Георгиевич (1934 г. рожд.)

Львовский нефтепромысловый техникум, 1954 г.

Механик треста «Волгограднефтегеофизика» (1954—1973); буровой мастер сейсмопартии, заместитель начальника сейсмопартии Тюменнефтегеофизики (1973—1994).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Ульянов Михаил Ефимович (1942 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1981 г. Бурильщик, буровой мастер, начальник участка бурения, на­ чальник Центральной инженерно-технологической службы, главный инженер Серноводского управления разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самара­ нефтегаз» (1965 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник Минтопэнерго РФ.

463

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ульянов Леонид Георгиевич (1933 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1955 г., канд. техн. наук. Оператор по добыче, мастер, начальник участка НПУ «Дагнефть» (1955—1959); оператор, старший инженер по автома­ тизации и телемеханике, зам. начальника ЦНИПР НПУ «Приазовнефть» (1959—1961); начальник лаборатории авто­ матизации, главный конструктор, главный инженер Красно­ дарского филиала ВНИИКАнефтегаз (1961—1969); началь­ ник отдела автоматизации объединения «Краснодарнефтегаз» (1969—1989).

Ульянов Виктор Васильевич (1913—1973 гг.)

Читинский горно-металлургический техникум, 1935 г. Главный механик, начальник нефтешахты, зам. начальника отдела, главный механик, зам. начальника ПТО, начальник отдела Ухтинского комбината (1937—1953); начальник тре­ ста «Войвожнефтегазразведка» (1953—1959); управляющий трестом «Печорнефтегазразведка» (1959—1964); начальник производственно-диспетчерского отдела Ухтинского террито­ риального геологического управления (1964—1973).

Имеет ордена и медали СССР.

Умрихин Иван Дмитриевич (1924—1995 гг.)

Московский нефтяной институт, 1954 г., докт. техн. наук, профессор.

Участник Великой Отечественной войны.

Старший техник, старший геолог, старш. научный сотрудник, руководитель сектора, руководитель лаборатории, заведую­ щий лабораторией ВНИИнефть (1954—1994); советник гене­

рального директора

РМНТК «Нефтеотдача»

(1994—1995).

Имеет боевые награды,

в том числе

орден

Отечественной

войны II степени

и

Югославский

«Партизанская звезда»

III степени, две серебряные медали ВДНХ,

отраслевые на­

грады, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, За­ служенный работник Минтопэнерго РФ, Почетный нефтяник.

Усанов Николай Афанасьевич (1923 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Геолог участка, начальник партии, старший геолог, началь­ ник геологического отдела, главный геолог трестов «Орен-

464

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бургнефть», «Ярославнефтегазразведка» (1953 —наст. вре­ мя).

Имеет медаль СССР.

Усатюк Николай Васильевич (1936 г. рожд.)

Хадыженский нефтяной техникум, 1975 г.

Бурильщик, помощник бурового мастера, буровой мастер, старший инженер, начальник ЦИТС, зам. начальника Отде­ ления буровых работ, начальник нефтеразведки № 3 Отде­ ления буровых работ АО «Краснодарнефтегаз» (1959 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Усачев Борис Петрович (1937 г. рожд.)

Куйбышевский инженерно-строительный институт, 1960 г., Почетный доктор Самарского государственного технического университета.

Старший инженер отдела, руководитель группы, главный ин­ женер проектов, главный специалист Гипровостокнефть (1962—1975); секретарь партбюро института, секретарь рай­ кома КПСС г. Самары (1975—1981); директор Гипровосток­ нефть (1981—наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Усачев Николай Семенович (1932—1986 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1955 г.

Инженер-геолог, геолог участка Арчединской конторы буре­ ния № 2 треста «Сталинградбурнефть» (1955—1958); глав­ ный геолог, главный инженер Коробковской конторы буре­ ния, начальник Коробковского УБР ПО «Нижневолжскнефть» (1958—1985).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды.

Усольцев Александр Викторович (1938 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1964 г. Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, старший инженер отдела в тресте «Первомайбурнефть> (1957—1969); буровой мастер, начальник Центральной инженерно-техноло­ гической службы, главный инженер Нижневартовского УБР

30—500

465

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1969—1976); начальник Сургутского УБР-2, зам. генераль­ ного директора объединения «Юганскнефтегаз», генеральный директор объединения «Сургутнефтегаз» (1976—1984); уп­ равляющий трестом «Сургутнефтедорстройремонт», зам. управляющего этого треста (1984 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Успенский Глеб Николаевич (1912 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1941 г.

Начальник буровой, начальник отдела треста «Краснокамск-

нефть»

(1941 —1944); главный

инженер

конторы бурения

треста

«Ставропольнефть» (1944—1949);

зам.

начальника

отдела бурения, главный инженер Управления

по бурению

объединения «Куйбышевнефть»

(1949—1954);

руководитель

лаборатории «Гипровостокнефть», заведующий отделом, за­ ведующий лабораторией ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1956—1983).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

Устенко Виталий Лаврентьевич (1910—1995 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1938 г. Участник Великой Отечественной войны.

Руководитель промысловой лаборатории Центральной науч­ но-исследовательской лаборатории объединения «Башнефть» (1938—1941); начальник отдела объединения «Башнефтеразведка» (1946—1948); директор конторы бурения треста «Ставропольнефть» (1948—1952); начальник Нормативноисследовательской станции, начальник отдела бурения объ­ единения «Куйбышевнефть» (1952—1958); руководитель ла­ боратории, руководитель отдела ВНИИТнефть (Куйбышев­ НИИНП) (1958—1970).

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Уютов Александр Дмитриевич (1935 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1963 г.

Мастер по ремонту электрооборудования, инженер-электрик, инженер-энергетик линейной производственно-диспетчерской

станции «Сызрань» нефтепровода «Дружба» (1965 —наст. время).

Имеет медаль СССР, Почетный энергетик.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фаизов Фануз Фаизович (1935 г. рожд.)

Герой Социалистического труда.

Слесарь, помощник бурильщика Калтасинской конторы бу­ рения треста «Башвостокнефтеразведка» ПО «Башнефть» (1953—1955, 1957—1963); подземный электрослесарь шахты им. Свердлова треста «Свердловуголь» (1955—1957); буриль­ щик, буровой мастер Краснохолмского УБР ПО «Башнефть» (1963—1990).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина.

Фаин Юрий Борисович (1929—1989 гг.)

Пермский Государственный университет, 1952 г., канд. гео­ лого-минералогических наук.

Старший геолог разведки, главный геолог Калтасинской кон­ торы бурения треста «Башвостокнефтеразведка» (1952— 1962); работа в Западной Сибири (1962—1989).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Ленинской премии, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Файзуллин Вильсон Мавлютович (1937—1990 гг.)

Октябрьский нефтяной техникум, 1958 г.

Помощник бурильщика Кандринской конторы бурения тре­ ста «Башзападнефтеразведка» (1958—1962); буровой мастер конторы бурения № 3 треста «Татбурнефть» (1962—1966); буровой мастер Светлогорского УБР объединения «Белоруснефть» (1966—1990).

Имеет орден, медаль СССР, отраслевые награды, бронзовую медаль ВДНХ.

Файзуллин Сахиулла Нуруллович (1932 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1951 г., Тюменский инду­ стриальный институт, 1972 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, началь­ ник комплексной партии в тресте «Башвостокнефтеразвед­ ка» (1951 —1965); старший инженер, директор вышкомонтаж­ ной конторы в объединении «Сургутнефтегаз» (1965—1987). Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Фазлутдинов Ким Саитгареевич (1933 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1955 г., канд. техн. наук. Помощник бурильщика участка № 1 Аракчинской конторы

3 0 *

467

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бурения треста «Татнефтегазразведка» (1955); бурильщик, буровой мастер, старший инженер Северной нефтеразведки ГПК треста «Саратовнефтегазразведка» (1956—1957); бу­ рильщик, мастер цеха КРС НПУ «Октябрьскнефть» (1957); инженер, начальник отдела, старший инженер цеха, старший инженер — зам. начальника цеха, начальник цеха, начальник ПТО, главный инженер —зам. начальника, начальник НГДУ «Арланнефть» (1957—1985); генеральный директор НПО «Союзнефтеотдача» (1985 — наст. время).

Имеет ордена и медаль СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Фархутдинов Музагит Даутович (1932 г. рожд.)

Машинист насосных станций ППД, оператор по добыче неф­ ти НГДУ «Шаимнефть» (1967—1995).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Фархутдинов Дарвин Васбирахманович (1942 г. рожд.)

Казанский химико-технологический институт, 1971 г. Оператор по добыче нефти и газа Степновского ГНП Сара­ товского СНХ (1961 — 1967); лаборант, инженер, старший инженер ТатНИИ (1967—1975); старший инженер Научноисследовательской лаборатории, начальник цеха НИПР НГДУ «Нижневартовскнефть» (1975—1984); главный инже­ нер НГДУ «Самотлорнефть» (1975—1992); зам. генерально­ го директора ОАО «Тюменнефтегаз» — директор Ермаковского НГДП (1992 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Федотов Александр Константинович (1948 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1976 г.

Электромонтер, инженер, старший мастер по капитальному ремонту скважин (КРС) НГДУ «Лениногорскнефть» объеди­ нения «Татнефть» (1969—1978); в дальнейшем работал на руководящих должностях в цехе капитального ремонта сква­ жин, инженерно-технологической службе, управлении по по­ вышению нефтеотдачи пластов в организациях НГДУ «Повхнефть», Нижневартовском УБР № 2, Мегионском УПНП, Самотлорском УПНП (1978—1993); главный специалист по подземному и капитальному ремонту скважин Ермаковского НГДП ОАО «Тюменнефтегаз» (1993 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

468

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Федорин Вениамин Степанович (1947 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1967 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, началь­ ник Районной инженерно-технологической службы Сургут­ ского УБР-1 (1969—1980); начальник Центральной инженер­ но-технологической службы Сургутского УБР-3 (1980 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Федоров Владимир Ильич (1953 г. рожд.)

Слесарь, помощник бурильщика, бурильщик Серноводского управления разведочного бурения объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1973 — наст. время).

Имеет ордена Трудовой Славы II и III степени, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Федоровский Юрий Фролович (1942 г. рожд.)

Львовский Государственный университет, 1966 г. Инженер-геолог лаборатории НПУ «Надворняннефть», ин­ женер-геолог комплексной геолого-тематической партии объ­ единения «Укрзападнефтегаз»; старший геолог Сахалинского отделения ВНИГРИ; старший геолог комплексно-тематиче­ ской партии, начальник отдела Северо-Сахалинского УБР объединения «Сахалиннефть», начальник отдела Всесоюзно­ го промышленного объединения «Сахалинморнефтегазпром»; и. о. главного геолога, главный геолог ПО «Сахалннбургаз разведка» (1966—1983); главный геолог, и.о. генерального директора, генеральный директор ГП «Арктикморнефтегаз разведка» (1983 —наст. время).

Федченко Галина Алексеевна (1938 г. рожд.)

Новочеркасский химико-технологический техникум, 1965 г. Замерщнца дебита скважин, оператор по перекачке нефти НПУ «Приазовнефть» (1956—1962); контролер-приемщик нефтеаппаратурного цеха завода «Нефтемаш» (1962—1966); старший лаборант, инструктор, районный инженер Ахтырского военизированного отряда (1967—1993), районный инже­ нер Южно-Российской противофонтанной военизированной части (1993 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

469

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Феклов Иван Григорьевич (1935 г. рожд.)

Сызранский нефтяной техникум, 1966 г. Герой Социалистического Труда.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Отрадненского управления буровых работ объединения «Куйбы­ шевнефть» (1963—1994). Депутат Верховного Совета РСФСР (1975—1990).

Имеет орден Ленина, другие ордена и медали СССР, отрас­ левые награды, лауреат Государственной премии, Почетный нефтяник.

Федынский Всеволод Владимирович (1908—1978 гг.)

Московский государственный университет, 1930 г., докт. фи­ зико-математических наук, профессор, член-корреспондент АН СССР.

Вычислитель в Государственном астрофизическом институте (1928); начальник гравиметрической партии в ГИНИ (1929— 1936); технорук гравиметрического метода во Всесоюзной конторе геофизических разведок (1936—1941); главный ин­ женер Закавказской и Среднеазиатской геофизических экс­ педиций (1941—1943); директор, зам. директора НИИПГ (ВНИИгеофизика) (1943—1952); главный инженер, началь­ ник управления Главнефтегеофизики (1952—1957); началь­ ник Управления геофизических работ Миннефтепрома (1957— 1977); заведующий кафедрой геофизических исследований земной коры Московского государственного университета (1977—1978).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

Филановский-Зенков Владимир Юрьевич (1928—1994 гг.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., канд. техн. наук. Помощник мастера, мастер по добыче нефти, старший гео­ лог, зам. заведующего промыслом НГДУ «Альметьевскнефть», начальник НПУ «Алькеевнефть» объединения «Тат­ нефть» (1952—1959); зам. начальника Управления нефтяной промышленности Татарского СНХ (1959—1963); главный инженер Управления нефтяной промышленности СреднеВолжского СНХ (1963—1965); главный инженер — первый зам. начальника Главтюменнефтегаза (1965—1969); началь­ ник Главного управления капитального строительства, Упрнефтегаздобычи, член коллегии Миннефтепрома СССР

470

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(1969—1976); начальник Отдела нефтяной и газовой про­ мышленности Госплана СССР (1976—1985); первый зам. Министра нефтяной промышленности (1985—1989); генераль­ ный директор совместного российско-германского инженерно­ го предприятия «Камнефть» (1989—1994).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды. Почет­ ный нефтяник, лауреат Ленинской премии, Почетный работ­ ник Министерства строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности.

Филиппов Геннадий Дмитриевич (1919—1992 гг.)

Читинский медицинский техникум, 1939 г. Участник Великой Отечественной войны.

Директор Учебно-курсового комбината объединения «Пермнефть» (1951—1979).

Имеет боевые ордена и медали, отраслевые награды.

Филонов Павел Семенович (1922 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Краснокамской, Полазненской КТБ треста «Пермнефтеразведка> (1949-1977).

Имеет боевые награды, ордена СССР и отраслевые награды.

Фирер Григорий Маркович (1932 г. рожд.)

Днепропетровский горный институт, 1955 г.

Геолог, старший геолог геолого-понсковых партий, главный геолог Ненецкой ГРЭ Коми-Ненецкого геологического управ­

ления

(1955—1964); главный геолог Печорской геолого-поис­

ковой экспедиции, НГРЭ № 6. Южно-Печорской НГРЭ ПГО

«Ухтанефтегазгеология»

(1964—1988).

 

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник народ­

ного хозяйства Коми АССР.

 

 

Фирсов Александр Николаевич (1938 г. рожд.)

 

Грозненский нефтяной техникум, 1965 г.

 

Помощник

бурильщика,

буровой

мастер ПО «Ставрополь-

бурнефть»

(1956—1970);

районный

инженер

Ставропольско­

го военизированного отряда (1970—1985); помощник коман­

дира

Ставропольского

военизированного

отряда (1985 —

наст. время).

 

 

 

Имеет медаль СССР.

 

 

 

471

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фисенко Николай Трофимович (1934—1989 гг.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1968 г. Оператор по добыче, мастер, старший инженер, начальник цеха по добыче, главный инженер (1956—1987); начальник ЦИТС НГДУ «Приазовнефть» объединения «Краснодарнефтегаз» (1987—1989).

Имеет орден и медаль СССР.

Фокин Александр Сергеевич (1930—1987 гг.)

Московский нефтяной институт, 1958 г.

Прораб, старший техник-геолог, старший геолог, начальник отряда треста «Союзбургаз» (1958—1966); старший инженер, начальник инспекции, главный геолог отдела, зам. началь­ ника отдела, начальник отдела разведки Геологического управления Миннефтепрома (1966—1987).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Фомин Алексей Федорович (1938 г. рожд.)

Лысьвенский электро-машиностроительный техникум, 1983 г. Старший инженер Красноярской эксплуатационно-техниче­ ской конторы связи (1964—1979); начальник цеха электро­ связи филиала АО «Связьтранснефть» — Западно-Уральско­ го производственно-технического управления связи, г. Пермь (1979 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР.

Фомин Геннадий Петрович (1942 г. рожд.)

Грозненский нефтяной техникум, 1961 г., Грозненский нефтя­ ной институт, 1967 г.

Инженер ПКО ГрозНИИ, старший инженер отдела, и.о. на­ чальника цеха Карабулакского ГПЗ (1967—1971); начальник технологической установки Вознесенского ГПЗ, начальник установки, зам. начальника цеха, главный технолог, главный инженер, директор Казахского ГПЗ (1971 — 1986); зам. на­ чальника — главный инженер Управления по переработке нефти и газа Миннефтепрома СССР (1986—1992); первый заместитель правления Ассоциации «Нефтегазпереработка» (1992 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фрид Владимир Михайлович (1932 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Бурильщик, прораб вышкомонтажного цеха (1956—19 зам. начальника НПУ «Полазнанефть» (1958—1965); началь­ ник УПТО и КО (1965—1975); зам. генерального директора объединения «Пермнефть» (1975—1993).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Фридман Наум Маркович (1927—1994 гг.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Инженер-оператор, старший инженер, начальник партии, на­ чальник отдела экспедиции ГГП «Печорагеофизика» (1952— 1994).

Имеет медали СССР.

Фролов Евгений Федорович (1904—1975 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1930 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Участник Великой Отечественной войны.

Заведующий факультетом Грозненского нефтяного института (1930—1936); геолог, старший инженер, начальник участка Главоборонстроя НКВД (1936—1942); научный сотрудник Московского нефтяного института (1943—1950); начальник отдела Мингеологии СССР (1950—1953); руководитель груп­ пы ВНИИнефть (1953—1975).

Имеет боевые награды, медаль СССР, отраслевые награды.

Фусс Владимир Адамович (1947 г. рожд.)

Пермский политехнический институт.

Геолог Чернушинского УБР (1970—1971); начальник смены РИТС, начальник геологического отдела, начальник ЦИТС НГДУ «Кунгурнефть» (1971—1983); секретарь парткома (1983—1986); главный геолог, начальник НГДУ «Кунгур­ нефть» (1986—1995); технический директор АО «Пермнефть> (1995 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Хабибуллин Мубаракша Сафиуллович (1917 г. рожд.)

Герой Социалистического труда.

Рабочий подземной бригады нефтепромысла № 2 треста

473

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Башнефть» (1937—1938); ключник нефтепромыслов № 1 и № 6, мастер, оператор подземного ремонта комплексной бригады треста «Ишимбайнефть» (1940—1955); оператор, мастер подземного ремонта Карлинского нефтепромысла, НПУ «Аксаковнефть» ПО «Башнефть (1955—1977).

Имеет орден Ленина, медали СССР.

Халаберда Анатолий Степанович (1929 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1954 г. Мастер цеха, старший инженер, начальник отдела, заведую­ щий нефтепромыслом НПУ «Бугульманефть», «Лениногорскнефть», главный инженер, зам. начальника НПУ «Елховнефть», «Азнакаевскнефть» объединения «Татнефть» (1954— 1970); главный инженер — зам. начальника объединения «Коминефть» (1970—1975); главный советник комиссии по нефти и природному газу в Индии (1975—1978); начальник подотдела Западно-Сибирского нефтегазового комплекса Госплана СССР (1978—1991); зам. начальника подотдела экономики бурения скважин и освоения шельфов отдела раз­ вития топливной промышленности Минэкономики СССР

(1991—1991); директор, зам. директора Московского пред­ ставительства СП «Белые ночи» (1991 —1994); руководи­ тель секретариата Совета директоров — советник президента АО «СИДАНКО» (1994 —наст, время).

Имеет ордена и медали СССР (среди них орден Ленина) и отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Халаберда Иван Яковлевич (1923—1993 гг.)

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Ачикулакской конторы глубокого бурения (1945—1967); командир Ставропольского военизированного отряда (1967—1971); зам. командира Ставропольского военизированного отряда (1971 — 1987).

Имеет медали СССР.

Халафьян Тельман Гургенович (1940 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Коробковской конторы бурения треста «Сталинградбурнефть» (1958—1970); начальник участка, начальник смены по буре­ нию, старший буровой мастер Коробковского УБР объеди-

474

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нения «Нижневолжскнефть» (1970—1975); начальник буро­ вой в Алжире (1975—1977); мастер по сложным работам, начальник ВМЦ, буровой мастер Коробковского УБР объ­ единения «Нижневолжскнефть», управления «Ннжневолжскбурнефть» АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1977 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Халилова Лидия Ивановна (1937 г. рожд.)

Костромской химико-механический техникум, 1961 г. Техник-химик Ханты-Мансийской НРЭ (1961 — 1962); техникоператор Сургутской экспедиции (1962—1966); техник-вы­ числитель Салехардской ГРЭ (1966—1968); старший техникгеофизик Аганской геофизической экспедиции, ЗапСибНИИГеофизики (1978—1979); инженер В-СНГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1979 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Халимов Элик Мазитович (1931 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1954 г., докт. геолого-мине­ ралогических наук, профессор, член-корреспондент Россий­ ской академии естественных наук.

Коллектор, геолог, начальник отдела на предприятиях объ­ единения «Башнефть» (1954—1965); зам. директора УфНИИ, БашНИПИнефть (1956—1975); зам. начальника Главного геологического управления, начальник Управления разработ­ ки месторождений, зам. Министра Миннефтепрома СССР

(1975—1981); зам. генерального директора МНТК «Нефтеот­ дача» (1981 — 1988); зам. директора ИГиРГИ (1988-наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный деятель науки и техники РСФСР, Почетный нефтя­ ник.

Халтурин Валентин Николаевич (1937 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1960 г.

Старший мастер перекачки нефтепромыслового управления «Богатовскнефть» (1960—1961); мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник Гипровостокнефти (1961 — 1965); начальник цеха очистных сооружении Вентспилской перева­ лочной нефтебазы (1965—1967); старший механик, старший

475

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

инженер Воскресенской нефтеперекачивающей станции Са­ ратовского районного иефтепроводного управления (1967— 1970); начальник отдела эксплуатации Новокуйбышевского районного иефтепроводного управления (1970—1976); зам. начальника, главный инженер, начальник Управления При­ волжскими магистральными нефтепроводами (1976—1991); генеральный директор объединения Приволжскими маги­ стральными нефтепроводами (1991—наст. время).

Халяпин Василий Иванович (1937 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1961 г.

Геолог, и. о. главного геолога Сарапульекой экспедиции, геолог цеха, старший инженер геологического отдела Уд­ муртского треста разведочного бурения (1962—1970); на­ чальник геологического отдела, главный геолог Боткинской НГРЭ объединения «Удмуртгеология» (1970 —наст. время). Имеет орден и медаль СССР, Заслуженный разведчик недр, Почетный разведчик недр.

Хамзин Фанил Разетдинович (1938 г. рожд.)

Октябрьский нефтяной техникум, 1966 г.

Оператор в НГДУ «Туймазанефть» (1963—1983); начальник участка, главный инженер, начальник НГДУ «Когалымнефть» (1983 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ.

Хамидуллин Нагимулла Набиуллович (1934 г. рожд.)

Оператор, машинист насосных установок НГДУ «Шаимнефть» (1966—1995).

Имеет орден и медаль СССР.

Хамидуллин Аксан Абдрахманович (1928 г. рожд.)

Герой Социалистического труда.

Буровой рабочий, помощник бурильщика, верховой, буриль­ щик в конторе капитального ремонта скважин НПУ «Ишимбайнефть» объединения «Башнефть» (1952—1985).

Имеет ордена и медаль СССР, в том числе орден Ленина.

476

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Хандеев Виктор Иванович (1940 г. рожд.)

Саратовский политехнический техникум, 1977 г. Бурильщик Коробковской конторы бурения треста «Жирновскнефтегазразведка» (1969—1974); бурильщик в Ираке (1974—1976); старший технолог, зам. начальника РИТС, мастер по сложным работам Коробковского УБР объедине­ ния «Нижневолжскнефть», управления «Нижневолжскбурнефть» АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1976 —наст. вре­ мя).

Имеет отраслевые награды.

Ханнанов Альберт Ахметович (1937 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1964 г.

Трудовую деятельность начал в качестве механика строи­ тельного треста (1956—1956); старший механик, старший инженер-технорук Туймазинского районного нефтепроводного управления (1964—1967); начальник нефтеперекачиваю­ щей станции «Нарышево» (1967—1970); начальник линейной производственно-диспетчерской станции «Языково» Туйма­ зинского районного нефтепроводного управления (1970— 1972); зам. начальника Туймазинского районного нефтепро­ водного управления (1972—1973); начальник Арланского (1973—1983), Туймазинского нефтепроводных управлений АООТ «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы» (1983 — наст. время).

Имеет орден и медали СССР, Заслуженный нефтяник Башкирской АССР.

Харламов Юрий Сергеевич (1933 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1956 г. Инженер-оператор, геофизик Северной экспедиции 1 ГГУ Мингео СССР, начальник отряда, начальник партии, главный инженер, и. о. начальника экспедиции № 4 Западного геофи­ зического треста (ЗГТ) ПГО «Севзапгеология», начальник партии экспедиции № 1 ЗГТ, главный инженер ЗГТ, началь­ ник партии цифровой обработки геофизических материалов ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (1956 —наст. время). Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Харникова Лидия Кузминична (1938 г. рожд.)

Изолировщик СУ-5 треста «Щекингазстрой» (1901—1974); изолировщик Мичуринского районного строительного управ-

477

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ления нефтепровода «Дружба» (1974 — наст. время). Имеет медали СССР.

Харченко Виктор Семенович (1947 г. рожд.)

Помощник бурильщика треста «Краснодарбурнефть» (1969 1978); респираторщик Ахтырского военизированного отряда (1978 — наст. время).

Хасанов Рафгат Гадеевич (1924 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Бурильщик, буровой мастер треста «Татнефтегеофизика» объединения «Татнефть» (1950—1969); буровой мастер объ­ единения «Удмуртнефть» (1969—1983). Под его руковод­ ством пробурена первая нефтяная скважина в Удмуртии.

Имеет медаль «За отвагу», ордена СССР, отраслевые награ­ ды.

Хатке Ким Хаджечериевич (1937 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1959 г.

Слесарь, механик участка, старший инженер-механик нефте­ разведки глубокого бурения, главный механик конторы бу­ рения объединения «Краснодарнефтегаз» (1959—1972); ру­ ководитель группы сектора бурения, старш. научный сотруд­ ник КраснодарНИПИнефть (1972—1976); главный механик объединения «Краснодарнефтегаз», АО «Краснодарнефтегаз» (1976 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Хатмуллин Ансаф Муллыевич (1935 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1958 г.

Оператор, мастер, старший инженер, начальник ЦКРС, на­ чальник РИТС, секретарь парткома, главный инженер НГДУ «Арланнефть» (1958 — наст. время).

Имеет ордена и медаль СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Республики Башкор­ тостан.

Хатмуллин Флур Хакимович (1941 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1964 г.

Мастер, начальник участка, начальник смены инженерно-

478

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

технологической службы, главный инженер, начальник НГДУ «Чекмагушнефть» объединения «Башнефть» (1965 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Хахаев Билал Насруллаевич (1933 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1955 г., канд. техн. наук. Помощник бурового мастера конторы бурения № 1 НПУ «Киргизнефть», буровой мастер, главный инженер треста «Уралнефтегазразведка»; управляющий трестом «Казнефтегазразведка»; генеральный директор ПГО «Волгокамскгеология», ГНПП «Недра» (1955 —наст. время).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, лауреат Государственных премий, Заслуженный геолог РФ.

Хачатуров Рафаэль Минасович (1932 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г., канд. техн. наук. Старший оператор, сменный инженер, оператор, инженердиспетчер, начальник участка, заведующий нефтепромыслом, начальник — главный инженер НГДУ в объединении «Казахстаннефть», старший оператор, инженер промысла объ­ единения «Казахстаннефть» (1954—1957); мастер, инженердиспетчер, начальник участка, главный инженер НГДУ, главный инженер объединения «Грознефть» (1958—1980); генеральный директор объединения «Грознефть» (1980— 1992); вице-президент корпорации «Роснефтегаз», директор Департамента добычи ГП «Роснефть» (1992 —наст. время). Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной про­ мышленности Чечено-Ингушской АССР, Почетный нефтяник.

Хачатуров Борис Константинович (1928—1994 гг.)

Московский нефтяной институт, 1952 г.

Инженер, начальник сейсмопартий Геофизической конторы, зам. начальника НГРЭ № 5 Ухтинского территориального геологического управления (1952—1979); начальник сейсмо­ партий Ухтинской сейсморазведочной экспедиции (1979— 1982); зам. начальника Ухтинской ГРЭ ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1982—1988), ГГП «Печорагеофнзика» (1988— 1994).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

479

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Хельквист Герман Августович (1894—1968 гг.)

Томский технологический институт, 1923 г., докт. геологоминералогических наук, профессор, член-корреспондент АН

СССР.

Главный геолог, управляющий на предприятиях объединения «Азнефть» (1924—1937); главный геолог объединения «Краснодарнефтегаз» (1937—1940); руководитель геологической службы Наркомнефти, главный геолог Миннефтепрома СССР

(1940—1949); профессор, преподаватель Академии нефтяной промышленности (1949—1956), МИНХ и ГП (1956—1957); директор Сахалинского комплексного института Сибирского отделения АН СССР (1957—1962).

Основные труды посвящены проблемам образования нефтя­ ных и газовых месторождений в Азербайджане, Поволжье, на Сев. Кавказе, Украине и Сахалине. Ввел понятие о зо­ нальных залежах нефти и предложил методику их разведки (Ленинская премия).

Награжден двумя орденами Ленина и другими орденами и медалями СССР, лауреат Ленинской премии.

Хитов Виталий Петрович (1937 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1960 г.

Оператор, старший инженер нефтепромысла, старший инже­ нер научно-исследовательской лаборатории, начальник ПТО, главный инженер, начальник Жирновского НГДУ ПО «Нижневолжскнефть», АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1960 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ.

Хитров Евгений Александрович (1937 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1959 г., канд. гео­ лого-минералогических наук.

Техник по бурению сейсмической партии треста «Пермнефтегеофизика» (1959—1960); старший геолог Камского филиала ВНИГНИ (1960—1964); руководитель лаборатории матема­ тических исследований (1964—1974); директор Кустового ннформационно-вычислетельного центра объединения «Пермнефть» (1974—1995); начальник Управления автоматизации АО «Пермнефть» (1995 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

480

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Хлебутина Клара Сергеевна (1925 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1947 г.

Оператор в объединении «Башнефть» (1947—1948); мастеринструктор (1948—1968); зам. директора Пермского нефтя­ ного техникума (1968 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Хмелевский Михаил Семенович (1946 г. рожд.)

Томский политехнический институт, 1969 г.

Геолог, старший геолог цеха капитального ремонта скважин НПУ «Актюбанефть», конторы капитального ремонта сква­ жин, Альметьевского управления по повышению нефтеотдачи и капитальному ремонту скважин объединения «Татнефть» (1969—1974); старш. научный сотрудник, заведующий секто­ ром научно-исследовательского отдела Гипротюменнефтегаза (1974—1976); старший геолог, начальник геологического от­ дела, главный геолог Управления по повышению нефтеотда­ чи пластов и капитальному ремонту скважин Миннефтепрома (1976—1985); начальник геологического отдела АООТ «Черногорнефть» (1985 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Хмельков Юрий Николаевич (1933 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1956 г.

Оператор, заведующий механической мастерской, мастер под­ земного ремонта скважин, начальник цеха деэмульсации и перекачки нефти, начальник отдела НПУ «Байчунас», «Прор­ ва» (1956—1963); главный инженер Каратонского отделения дирекции строящихся газопроводов Главгаза СССР (1963— 1965); начальник отдела «Мангышлакнефтегазстроя» (1965— 1976); зам. управляющего трестом «Союзнефтекомплект», зам. начальника Управления по комплектованию оборудова­ ния (1976—1984); секретарь парткома Миннефтепрома

СССР (1984—1990); командировка во Вьетнам (1990 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Хоботько Виктор Иосифович (1928—1992 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1952 г. Начальник участка, старший инженер нефтеразведки, началь­ ник нефтеразведки треста «Ставропольбурнефть» объедине-

31—500

481

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ния «Куйбышевнефть», начальник отдела треста «Куйбышевнефтеразведка», начальник отдела Управления нефтяной и газовой промышленности Куйбышевского СНХ, СреднеВолжского СНХ (1952—1965); зам. начальника отдела Упрнефтедобычи, Главбурнефти, зам. начальника, начальник Управления охраны труда предприятий и военизированных частей Миннефтепрома (1965—1986); зам. начальника ВПО «Зарубежнефть» (1986—1989).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

Ходаков Владимир Петрович (1935 г. рожд.)

Куйбышевский сельскохозяйственный институт, 1958 г., Куй­ бышевский инженерно-строительный институт, 1968 г. Инструктор Похвистневского профкома Профсоюзов нефтя­ ной промышленности, секретарь РК ВЛКСМ (1958—1963); оператор, мастер, прораб, старший прораб, главный инженер, начальник СМУ № 4, главный инженер, управляющий тре­ стом «Куйбышевнефтепромстрой» объединения «Куйбышев­ нефть» (1964—1986); зам. генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» — зам. директора ВНИИнефть (1986 — наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный строитель РСФСР, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ, Почетный нефтяник.

Холодок Евгений Дмитриевич (1926 г. рожд.)

Московский государственный университет, 1955 г. Начальник отряда, начальник гравиметрической, сейсмиче­ ской партий ГГП «Печорагеофизика» (1955—1984).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Хорошулин Евгений Александрович (1947—1988 гг.)

Ухтинский горно-нефтяной техникум, 1966 г. Бурильщик, буровой мастер, начальник РИТС, главный инженер АООТ «Усинскгеонефть» (1969—1988).

Имеет орден и медали СССР, в том числе серебряную медаль ВДНХ, отраслевые награды.

482

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Хорьков Василий Семенович (1927—1992 гг.)

Уфимский нефтяной институт.

Инженер, начальник участка бурения, начальник ПТО, ди­ ректор КРБ, главный инженер, управляющий трестом «Вой-

вожнефтегазразведка»

(1950—1969);

секретарь Печорского

ГК КПСС

(1969—1974);

начальник, генеральный директор

ПГО «Ухтанефтегазгеология»

(1974—1980);

начальник Ух­

тинской НГРЭ ПГО «Ухтанефтегазгеология» (1980—1983).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­

ботник народного хозяйства Коми АССР.

 

 

Храмов Петр Федорович (1932 г. рожд.)

 

 

 

Свердловский горный институт, 1957 г.

 

 

Оператор,

геолог,

старший

геолог

нефтепромысла НПУ

«Туймазанефть» (1957—1959, 1960—1968); инженер-геолог

партии предприятий

Мингео СССР

(1959—1960);

старший

инженер отдела, ведущий инженер, главный технолог отдела

Главгеологии (1968—1988)

Миннефтепрома;

зам. начальни­

ка Управления, зам. начальника отдела развития

геолого­

разведочных

работ

Миннефтепрома

(1988—1991);

зам. на­

чальника Управления Минтопэнерго РФ (1991—наст. вре­

мя).

 

 

 

 

 

 

 

 

Имеет медаль СССР и отраслевые награды, Почетный неф­

тяник.

 

 

 

 

 

 

 

 

Храмов Рэм Андреевич (1932 г. рожд.)

 

 

 

Грозненский

нефтяной

институт, 1956

г., канд. техн. наук,

Действительный член Академии горных наук.

 

 

Оператор по добыче нефти и газа, старший инженер-механик

нефтепромысла, начальник участка по добыче нефти и газа,

начальник НПУ «Аксаковнефть» Башкирской АССР

(1956—

1964); начальник НГДУ «Бузулукнефть» объединения «Оренбургнефть» (1964—1976); генеральный директор объединения (АО) «Оренбургнефть» (1976 — наст. время), Президент компании «ОНАКО» (с 1994 г.).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почетный нефтяник.

31*

483

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Храмов Никита Александрович (1900—1957 гг.)

Ленинградский горный институт, 1930 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Техник-геолог геологоразведочной партии (1921—1930); гео­ лог, руководитель группы ИГРИ (1930—1943); руководитель сектора, руководитель лаборатории ВНИИнефть (1943— 1957).

Имеет орден и медаль СССР.

Худобин Валерий Петрович (1930 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г.

Оператор, мастер по добыче нефти нефтепромысла ХоджиАбад, инженер отдела НПУ «Андижаннефть» объединения «Средазнефть» (1954—1957); старший инженер, начальник отдела Ферганского нефтекомбината (1957—1961); главный инженер Ходжи-Абадской газовой конторы, главный инже­ нер нефтепромысла Бостон объединения «Узбекнефть» (1961—1967); начальник отдела по добыче нефти и газа объединения «Белоруснефть» (1967—1991).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Хусаинов Биктимир Хабибуллович (1932 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1956 г.

Сменный инженер Дирекции строящегося газобензинового завода (ГБЗ), старший инженер, начальник цеха, отдела, главный технолог Миннибаевского ГБЗ, начальник отдела комплексной подготовки нефти и переработки газа объеди­ нения «Татнефть» (1956—1973); начальник отдела Главгазпереработки, Упрнефтедобычи, ВПО «Союзнефтегазпереработка», Управления по переработке нефти и газа Миннефтепрома (1973—1992); начальник отдела ассоциации «Нефтегазпереработка» (1992—1994).

Имеет медаль СССР и отраслевые награды, Почетный неф­ тяник.

Хуснутдинов Шарип Фаррахович (1938 г. рожд.)

Электросварщик предприятий объединения «Татнефть» (1955—1957, 1959—1962); слесарь по ремонту турбобуров, помощник бурильщика, электросварщик конторы бурения № 2 треста «Татбурнефть», вышкомонтажник-сварщик УБР

484

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Азнакаевскбурнефть» (1969—1977); электросварщик УПНПнКРС № 1 (1977—1985); электрогазосварщнк Управ­ ления подземного и капитального ремонта скважин АООТ «Черногорнефть» (1985 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Цареградский Юрий Александрович (1935—1985 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1958 г. Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, началь­ ник участка, главный инженер конторы бурения в тресте «Первомайбурнефть» (1958—1968); директор конторы буре­ ния треста «Сургутбурнефть», зам. управляющего трестом «Сургутнефтеспецстрой» (1968—1982); начальник конторы бурения «Пангоды» Надымгазпрома (1982—1985).

Имеет орден СССР и отраслевые награды.

Цатуров Аркадий Иванович (1905—1977 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1930 г., докт. геолого-минералогических наук.

Геолог, главный геолог треста объединения «Азнефть» (1929—1943); главный геолог треста «Грузнефть», объедине­ ния «Грознефть», Управления нефтяной промышленности Чечено-Ингушского СНХ (1942—1962); главный специалист

Госкомнефтедобычи (1962—1965);

зам. начальника — глав­

ный геолог Управления

по добыче нефти в

юго-западных

районах

Миннефтепрома

СССР

(1965—1970);

заведующий

сектором

ИГиРГИ (1970—1977).

 

 

Первооткрыватель Терско-Сунженского месторождения. Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Почетный нефтяник, лауреат Государственной пре­ мии.

Цветков Леонид Александрович (1914 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1938 г., канд. техн. наук.

Инженер Центральной научно-исследовательской лаборато­ рии «Куйбышевнефть» (1938—1946); заведующий лаборато­ рией, заведующий промыслово-технологическнм отделом, от­ делом внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и газа Гипровостокнефть (1946—1974).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

485

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Храмов Никита Александрович (1900—1957 гг.)

Ленинградский горный институт, 1930 г., канд. геолого-мине­ ралогических наук.

Техник-геолог геологоразведочной партии (1921 —1930); гео­ лог, руководитель группы ИГРИ (1930—1943); руководитель сектора, руководитель лаборатории ВНИИнефть (1943 1957).

Имеет орден и медаль СССР.

Худобин Валерий Петрович (1930 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1954 г.

Оператор, мастер по добыче нефти нефтепромысла ХоджиАбад, инженер отдела НПУ «Андижаннефть» объединения «Средазнефть» (1954—1957); старший инженер, начальник отдела Ферганского нефтекомбината (1957—1961); главный инженер Ходжи-Абадской газовой конторы, главный инже­ нер нефтепромысла Бостон объединения «Узбекнефть» (1961—1967); начальник отдела по добыче нефти и газа объединения «Белоруснефть» (1967—1991).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

Хусаинов Биктимир Хабибуллович (1932 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1956 г.

Сменный инженер Дирекции строящегося газобензинового завода (ГБЗ), старший инженер, начальник цеха, отдела, главный технолог Миннибаевского ГБЗ, начальник отдела комплексной подготовки нефти и переработки газа объеди­ нения «Татнефть» (1956—1973); начальник отдела Главгазпереработки, Упрнефтедобычи, ВПО «Союзнефтегазпереработка», Управления по переработке нефти и газа Миннефтепрома (1973-1992); начальник отдела ассоциации «Нефтегазпереработка» (1992—1994)

Имеет медаль СССР и отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Хуснутдинов Шарип Фаррахович (1938 г. рожд.)

Электросварщик предприятий объединения «Татнефть» (1955-1957, 1959-1962); слесарь по ремонту турбобуров, помощник бурильщика, электросварщик конторы бурения № 2 треста «Татбурнефть», вышкомонтажник-сварщик УБР

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Азнакаевскбурнефть» (1969—1977); электросварщик УПНПиКРС № 1 (1977—1985); электрогазосварщик Управ­ ления подземного и капитального ремонта скважин АООТ «Черногорнефть» (1985 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Цареградский Юрий Александрович (1935—1985 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1958 г. Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, началь­ ник участка, главный инженер конторы бурения в тресте «Первомайбурнефть» (1958—1968); директор конторы буре­ ния треста «Сургутбурнефть», зам. управляющего трестом «Сургутнефтеспецстрой» (1968—1982); начальник конторы бурения «Пангоды» Надымгазпрома (1982—1985).

Имеет орден СССР и отраслевые награды.

Цатуров Аркадий Иванович (1905—1977 гг.)

Азербайджанский политехнический институт, 1930 г., докт. геолого-минералогических наук.

Геолог, главный геолог треста объединения «Азнефть» (1929—1943); главный геолог треста «Грузнефть», объедине­ ния «Грознефть», Управления нефтяной промышленности Чечено-Ингушского СНХ (1942—1962); главный специалист

Госкомнефтедобычи

(1962—1965);

зам. начальника — глав­

ный геолог Управления по добыче нефти

в

юго-западных

районах

Миннефтепрома СССР

(1965—1970);

заведующий

сектором

ИГиРГИ

(1970—1977).

 

 

 

Первооткрыватель

Терско-Сунженского

месторождения.

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, Почетный нефтяник, лауреат Государственной пре­ мии.

Цветков Леонид Александрович (1914 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1938 г., канд. техн. наук.

Инженер Центральной научно-исследовательской лаборато­ рии «Куйбышевнефть» (1938—1946); заведующий лаборато­ рией, заведующий промыслово-технологическим отделом, от­ делом внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и газа Гипровостокнефть (1946—1974).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

485

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Цветков Николай Михайлович (1933—1994 гг.)

Ленинградский горный институт, 1956 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, началь­ ник участка бурения, директор Чапаевской конторы бурения (1956—1964); главный инженер, директор геологоразведоч­ ной конторы объединения «Куйбышевнефть» (1964—1994).

Имеет отраслевые награды.

Целуйко Борис Тимофеевич (1930 г. рожд.)

Краматорский машиностроительный техникум, 1950 г., Все­ союзный заочный инженерно-строительный институт, 1958 г. Директор Константиновского завода «Утяжелитель» (1971 — наст. время).

Имеет ордена СССР, Почетный нефтяник.

Цимбалистов Юрии Яковлевич (1938 г. рожд.)

Рабочий, техник, геофизик, начальник сейсмической партии ГГП «Печорагеофизика» (1962 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Цуцурин Иван Дмитриевич (1931 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1965 г.

Старший инженер ПТО, старший инженер, начальник цеха ППД, зам. начальника по кадрам и быту НПУ «Шаимнефть», зам. начальника ЦИТС, начальник БПО НГДУ «Шаимнефть» (1965—1995).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Цыпленков Анатолий Николаевич (1932 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1957 г.

Оператор, помощник мастера по добыче нефти нефтепромыс­ ла Ходжи-Абад, мастер, старший мастер, инженер нефтепро­ мысла Андижан Ферганского нефтекомбината (1957—1963); старший инженер, зам. начальника отдела объединения «Бухаранефтегаз »(1963—1966); старший инженер, зам. на­ чальника отдела по добыче нефти и газа объединения «Белоруснефть» (1966—1992).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

486

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Цыбенко Владимир Лаврентьевич (1936 г. рожд.)

Киевский Государственный университет, 1958 г. Техник-оператор, инженер-оператор, начальник партии, на­ чальник экспедиции (1958—1982); управляющий Ямало-Не­ нецким геофизическим трестом, генеральный директор ГГП «Ямалгеофизика» (1982—1994); председатель совета дирек­ торов, генеральный директор АООТ «Ямалгеофизика» (1994 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, золотую и две бронзовые медали ВДНХ, отраслевые награ­ ды.

Цырин Юрий Завельевич (1937 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1959 г., доктор технических наук.

Конструктор, старший инженер филиала Казанского инсти­ тута ВНИИКАНЕФТЕГАЗ (1959-1962); аспирантура, мл. научный сотрудник, старший научный сотрудник, заведую­ щий отделом ВНИИБТ, главный научный сотрудник, заве­ дующий лабораторией НПО «Буровая техника»— ВНИИБТ, (1965 — наст. время).

Имеет отраслевые награды. Заслуженный изобретатель РСФСР.

Чавлешвили Борис Георгиевич (1936 г. рожд.)

Тбилисский нефтяной техникум, 1956 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, началь­ ник участка бурения, старший инженер технологической группы конторы бурения Жирновского НПУ (1961 —1966); старший инженер группы, начальник смены Районной инже­ нерно-диспетчерской службы, начальник ВМЦ Жирновского УБР объединения «Нижневолжскнефть» (1969—1974); на­ чальник смены РИТС НГДУ «Калининграднефть» (1974— 1975); начальник смены РИТС, зам. начальника ЦИТС, старший инженер технологического отдела, главный техно­ лог, начальник ЦИТС Жирновского УБР объединения «Ниж­ неволжскнефть» (1975—1983); инженер по бурению в Индии (1983—1986); зам. начальника ЦИТС, начальник ПТО уп­ равления «Нижневолжскбурнефть» АО «ЛУКойл-Нижне- волжскнефть» (1986 —наст. время).

487

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Чазов Геннадий Александрович (1929 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1956 г., Всесоюзный заочный политехнический институт, 1962 г., канд. техн. наук. Бурильщик, мастер, механик НГДУ «Полазнанефть» (1956— 1962); начальник промыслового отдела, начальник лаборато­ рии (1962—1974); зам. директора, директор ПермНИПИнефть (1974—1989).

Имеет орден СССР, две золотых и три серебряных медали ВДНХ, лауреат премии Совета Министров СССР, Почетный нефтяник.

Чахмахчев Александр Гайкович (1909 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1935 г. Техник, коллектор геологического бюро треста «Лениннефть», геолог, старший геолог, помощник главного геолога треста «Азнефтеразведка» (1929—1942); начальник сектора геолого­ поисковых работ Миннефтепрома СССР (1942—1948); зам. председателя, начальник Управления нефти и газа, член коллегии Госгортехнадзора СССР (1948—1958); заведующий отделом ВИНИТИ, помощник директора по международным связям и информации в системе Академии наук СССР

(1958—1990).

Имеет ордена и медали СССР, лауреат Сталинской премии за освоение новых нефтегазовых месторождений.

Чахмахчев Григорий Гайкович (1906 г. рожд.)

Курсы Промышленной академии при Азнефти, Академия нефтяной промышленности, 1956 г.

Курьер, телефонист, конторщик, секретарь, заведующий сек­ ретариатом, управляющий делами в системе Азнефти (1920— 1933); начальник отдела Главнефти Наркомтяжпрома, на­ чальник отдела Московской конторы Главнефти, Главнефтедобычи, Главнефтеснаба, Наркомнефти, управляющий Мос­ ковской конторой Главнефтесбыта, начальник отдела Главтехснабнефти, зам. унравлящего делами Наркомнефти, на­ чальник Хозяйственного управления Миннефтепрома (1934— 1957); работа в Академии наук СССР (1957—1988); в 1951 г. присвоено персональное звание «Горного директора»; рабо­ тал по контракту консультантом в Международном фонде по выживанию и развитию человечества (1989—1991). Участник обороны г. Москвы как доброволец в Рабочем ополчении Московской стрелковой 130 дивизии.

488

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет ордена и медали СССР, воинские и отраслевые на­ грады, Почетный нефтяник, Почетный работник газовой про­ мышленности, Почетный знак Советского Комитета ветера­ нов ВОВ.

Чвиль Григорий Андреевич (1948 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1979 г.

Техник-геолог, инженер, геолог, старший геолог конторы испытания разведочных скважин треста «Белнефтегазразведка», техник-геолог, геолог, старший геолог Калинковичской нефтеразведочной экспедиции (1969—1980); геолог, старший геолог, ведущий геолог ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1980 —наст. время).

Чеблаков Евгений Анатольевич (1931 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1953 г.

Бурильщик, заведующий лабораторией глинистых растворов, инженер, начальник цеха освоения конторы бурения треста «Татбурнефть», начальник отдела, главный инженер конторы бурения, директор конторы бурения в трестах «Татбурнефть>, «Альметьевбурнефть», зам. начальника Альметьевского УБР объединения «Татнефть» (1953—1972); начальник отдела объединения «Белоруснефть» (1972—1978); зам. начальника отдела, начальник отдела Управления по бурению, Техниче­ ского управления Миннефтепрома, главный технолог Депар­ тамента бурения Роснефтегаза, ГП «Роснефть» (1978—1995), исполнительный директор Ассоциации буровых подрядчиков (1992 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина, серебряные и бронзовые медали ВДНХ.

Чебурахин Борис Викторович (1931 г, рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г.

Коллектор, техник-геолог, геолог, старший геолог, начальник

тематической партии,

начальник ЦНИПР,

главный геолог

конторы разведочного бурения,

Нефтеабадского УБР НПУ

«Таджикнефть» (1951 — 1979);

старший инженер,

главный

геолог, начальник отдела

Главного управления геологии и

разработки

нефтяных

месторождений

Миннефтепрома

(1979—1991);

главный

геолог отдела геологии и

геофизики

489

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

корпорации «Роснефтегаз», ГП «Роснефть» (1991 — 1993); ведущий специалист нефтяной компании «СИДАНКО» (1993 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Чекашкин Владимир Иванович (1940 г. рожд.)

Кызылкийский горный техникум, 1969 г.

Оператор по добыче нефти, мастер, старший инженер в НПУ «Киргизнефть» (1957—1975); оператор, инженер участка Районной инженерно-технологической службы НГДУ «Сургутнефть», технолог, мастер по добыче нефти НГДУ «Федо-

ровскнефть» (1975—1985);

начальник цеха добычи нефти и

газа НГДУ «Федоровскнефть» (1985 — наст. время).

 

 

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, лауреат

Государственной премии.

 

 

 

 

 

Челпанов Павел Иванович (1925—1990 гг.)

 

 

 

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1958 г.

 

Участник Великой Отечественной войны.

 

 

 

Мастер, старший инженер, заведующий,

начальник

нефте­

промысла треста

«Черноморнефть»

(1949—1963);

главный

инженер, начальник Управления нефтяной промышленности

Северо-Кавказского СНХ

(1963—1966);

зам. начальника

Главюгзападдобыча, зам. начальника Главного технико-эко­

номического управления, Технического управления Миннеф-

тепрома СССР

(1966—1978).

 

 

 

 

Имеет ордена, в том числе орден Отечественной войны I сте-

тени, и медали за участие в ВОВ, две серебряные

и

одну

бронзовую медали ВДНХ, Почетный нефтяник.

 

 

Чеплаков Степан Федорович (1911 г. рожд.)

 

 

 

Азербайджанский индустриальный техникум, 1931 г.,

Азер­

байджанский нефтяной институт, 1948 г.

 

 

 

Слесарь Сураханской группы нефтепромыслов, прораб Бак-

стройтреста, главный инженер треста Азсельстрой

(1929—

1938); начальник отдела

Азнефтекомбината, управляющий

трестом Азнефтепромматериалы, начальник Управления тре­

ста «Азнефтеразведка» (1938—1952);

начальник Управления

в Миннефтепроме СССР,

начальник Советского нефтяного

управления в Австрии, Китае (1952—1957); зам. начальника

Управления Главгеологии

РСФСР,

начальник Управления

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Госхимнефтекомбината (1957—1964); начальник объедине­ ния «Мангышлакнефть», начальник Управления по производ­ ству спецматериалов Миннефтепрома СССР, ВПО «Союзнефтеспецматериалы» Миннефтепрома СССР (1964—1975); зам. начальника Управления Мингазпрома (1976—1986).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, лауреат премии Совета Министров СССР.

Чепурин Валентин Иванович (1933 г. рожд.)

Оператор, мастер, начальник цеха добычи нефти и газа НГДУ «Краснокамскнефть» объединения «Пермнефть» (1962 — наст. время).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Червяков Николай Александрович (1936 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1972 г.

С 1965 г. в НГДУ «Сургутнефть» прошел путь от помощника бурильщика до начальника цеха добычи нефти и газа. В на­ стоящее время зам. начальника цеха.

Имеет ордена и медали СССР, среди них орден Ленина, от­ раслевые награды.

Черкасов Александр Дмитриевич (1931 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1955 г.

Бурильщик НПУ «Полазнанефть» (1955—1956); инженер по технике безопасности, начальник цеха крепления, старший инженер, начальник ПТО (1956—1959); главный инженер (1959—1965), директор Полазненской КТБ (1965—1970); начальник НГДУ «Полазнанефть» (1970—1983); главный ин­ женер (1983—1986), генеральный директор объединения «Пермнефть» (1986—1994).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Чернов Борис Никитич (1934 г. рожд.)

Тракторист Обской геофизической экспедиции (1957—1963); крановщик, механик, начальник транспортного цеха УстьБалыкской НРЭ (1963—1982); начальник ЦКС Юганской

491

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

НГРЭ (1982-1984); тракторист В-СНГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1984 — наст. время).

Имеет медали СССР.

Чернов Николай Федорович (1914—1981 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1939 г. Участник Великой Отечественной войны.

Техник Бакинского нефтеперегонного завода (1931—1934); мастер по добыче треста «Молотовнефть», начальник бюро стандартизации завода «Азнефтемаш» (1939—1941); стар­ ший инженер отдела добычи Краснодарнефтекомбината (1943—1944); начальник промыслового отдела Центральной научно-исследовательской лаборатории, старший инженер треста «Апшероннефть» (1944—1947); старший инженер тех­ нического отдела, отдела добычи нефти объединения «Азнефть» (1947—1952); загранкомандировка, Румыния (1952— 1955); старший инженер Геологического управления Миннефтепрома (1955—1957); главный специалист отдела нефтя­ ной и газовой промышленности Госплана РСФСР (1957 1960); главный специалист, начальник геологического отдела Главного управления нефтяной и газовой промышленности ВСНХ (1960—1965); начальник отдела разработки Геологи­ ческого управления Миннефтепрома СССР (1965—1977). Имеет орден СССР, Почетный нефтяник.

Чернов Петр Фролович (1921 г. рожд.)

Хронометрист, счетовод, бухгалтер, старший бухгалтер, глав­ ный бухгалтер промысла объединения «Узбекнефть» (1937— 1946); главный бухгалтер Госмехзавода им. Орджоникидзе, Куйбышевского машиностроительного завода при Главнефтемаше (1946—1950); загранкомандировка, Австрия (1950— 1955); главный бухгалтер предприятий и центрального аппа­ рата Башкирского СНХ (1955—1965); главный бухгалтер, начальник Управления по бухгалтерскому учету, зам. на­ чальника Экономического управления Миннефтепрома (1965—1991); главный бухгалтер, директор Департамента бухгалтерского учета и отчетности ГП «Роснефть» (1991 — наст. время).

Имеет медали СССР, Почетный нефтяник, Заслуженный экономист РСФСР, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

492

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Черный Семен Яковлевич (1933 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1956 г.

Оператор, геолог, старший геолог промысла, зам. главного геолога Жирновского НПУ ПО «Нижневолжскнефть» (1956—1965); главный геолог Арчединского НГДУ (1965— 1976); начальник отдела ПО «Нижневолжскнефть», АО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» (1976 — наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Черныш Василий Федорович (1930 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1956 г., канд. техн. наук. Старший инженер участка, начальник ПТО, начальник неф­ теразведочных экспедиций, главный инженер, главный техно­ лог Красноярской КРБ, трестов «Минусиннефтегазразведка», «Красноярскнефтегазразведка» (1956—1979); директор Красноярского отдела ВостСНИИГГиМС, СНИИГГиМС, КНИИГиМС (1979—1994); первый зам. директора КНИИГиМС (1994 —наст. время).

Чернышев Аркадий Георгиевич (1937 г. рожд.)

Московский энергетический институт, 1966 г.

Инженер, старший инженер, начальник отдела трубопровод­ ного транспорта Главнефтеснаба РСФСР (1962-1970); на­ чальник отдела службы главного механика Главтранснефти (1970—1991); начальник службы главного механика АК «Транснефть» (1992 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Чернышева Тамара Емельяновна (1908—1989 гг.)

Московский институт инженеров транспорта, 1935 г. Нормировщик, корректор, старший инженер, замначальника отдела, начальник сектора, начальник отдела, Наркомтяжпрома, Наркомтопа, Наркомнефти (1935-19о7); старший инженер, зам. начальника отдела, руководитель сектора I осплана РСФСР, ВСНХ (1957-1964); главный специалист, зам. начальника отдела, зам. начальника Транспортного уп­ равления Миннефтепрома СССР (1965—1968).

Имеет отраслевые награды.

493

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Черняев Давыд Александрович (1907—1973 гг.)

Московский нефтяной институт, 1937 г., Академия нефтяной

промышленности,

1952 г.

 

 

 

Слесарь-дизелист механических мастерских объединения

«Эмбанефть»

(1923—1928); главный инженер

нефтепровода

«Гурьев —Орск»

(1937—1942), строительства №

14 Центро-

спецстроя Наркомнефти (1942—1944); директор нефтепро­

вода

«Каспий —Орск» (1944—1946); директор

 

строящегося

нефтепровода

«Туймазы — Уфа»

(1946—1947);

начальник

Башкирского товарно-транспортного управления (1947—

1950);

начальник

управления

строящегося

нефтепровода

«Туймазы —Омск»

(1952—1953),

Башкирского

 

нефтепровод-

ного управления

(1953—1964), Урало-Сибирского нефтепро-

водного управления

(1964—1970).

 

 

Имеет ордена, в том числе орден Ленина, и медаль СССР,

Заслуженный нефтяник Башкирской АССР.

 

 

Черняев Валерий Давидович (1937 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1959 г.

Инженер, старший инженер технадзора Дирекции строящих­ ся трубопроводов Северо-Западного нефтепроводного управ­ ления (1959—1961); старший инженер нефтеперекачивающей станции, главный инженер Горьковского районного нефте­ проводного управления (1961 — 1968); главный инженер Ди­ рекции строящихся трубопроводов Урало-Сибирского нефте­ проводного управления (1968—1970); главный инженер, одновременно — зам. начальника Управления Урало-Сибир­ скими магистральными нефтепроводами (1970—1978); на­ чальник Управления магистральными нефтепроводами За­ падной и Северо-Западной Сибири (1978—1980); начальник Главтранснефти Миннефтепрома СССР (1980—1991); зам. Министра нефтяной промышленности (1991 —1991); вице-пре­ зидент корпорации «Роснефтегаз» (1991 — 1993); президент АК «Транснефть» (1933 —наст. время).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государ­ ственной премии, Почетный нефтяник.

Черняева Эльвина Петровна (1936 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1959 г.

Инженер технадзора Дирекции строящихся трубопроводов Северо-Западного нефтепроводного управления (1959—1962);

494

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

старший инженер Горьковского районного нефтепроводного управления (1962—1968); инженер Управления Урало-Си­ бирскими магистральными нефтепроводами (1968—1978), Управления магистральными нефтепроводами Западной и Северо-Западной Сибири (1978—1980); старший диспетчер, начальник службы Объединенного диспетчерского управле­ ния системы магистральных нефтепроводов Главтранснефти (1980—1991); главный специалист, начальник отдела по ор­ ганизации транспортных перевозок АО «Московская нефтя­ ная биржа» (1991 — 1992).

Имеет медаль СССР.

Чеускин Станислав Ильич (1940 г. рожд.)

Буровой рабочий, машинист цементировочного агрегата транспортного цеха Сургутской НГРЭ ГГП «Обьнефтегазгеология» (1963 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды.

Чижова Вера Алексеевна (1925 г. рожд.)

Карело-Финский Государственный университет, 1948 г., докт. геолого-минералогических наук.

Геолог, старший палеонтолог, старший геолог ВНИИгаза (1948—1953); старш. научный сотрудник ВНИИнефть (1953— 1979); старш. научный сотрудник, ведущий научный сотруд­ ник ИГиРГИ (1979—1992); ведущий научный сотрудник, главный научный сотрудник ВНИИнефть (1992—1994); со­ ветник генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 — наст. время).

Чижовкин Александр Николаевич (1939 г. рожд.)

Томский инженерно-строительный институт, 1966 г. Механик, прораб, старший механик в Казахстане в тресте «Казмедстрой», горно-металлургическом комбинате (1966— 1969); главный механик треста «Тюменнефтестрой» (1969— 1971); главный механик, главный инженер треста «Тюменнефтеспецстрой» (1971 —1984); зам. управляющего трестом «Сургутнефтеспецстрой» (1984 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник Тюменской области.

495

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Чиковани Николай Николаевич (1944 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1969 г.

Старший инженер, начальник отдела Стрежевого УБР (1969—1976); главный экономист, зам. генерального дирек­

тора

ПО «Грузнефть» (1976—1991); директор Департамента

АО

«ЛУКойл» (1992—1993); зам. генерального

директора

АО

«Варьеганнефтегаз»

(1993—1994); первый

вице-прези­

дент АО «СИДАНКО»

(1994 —наст. время).

 

Имеет отраслевые награды.

 

Чинякова Августа Васильевна (1946 г. рожд.)

Исовский геологоразведочный техникум, 1966 г. Инженер-геофизик, геофизик ПТО АООТ «Ямалгеофизика» (1966 — наст. время).

Имеет медали СССР.

Чистяков Владимир Георгиевич (1943 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1965 г.

Старший техник, начальник отряда, начальник полевой пар­ тии, начальник отдела Турланской геофизической экспедиции (1966—1980); главный инженер Минусинской опытно-мето­ дической экспедиции (1980-1983); главный геофизик, на­ чальник партии, главный геолог Геофизической экспедиции поисковых работ (1983-1994); зам. директора Научно-экс­ периментального геофизического центра ВНИИГеофизнки (1994 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Читипаховян Степан Павлович (1928 г. рожд.)

Ереванский энергетический техникум, 1948 г., заочный поли­ технический институт, 1960 г.

Электромонтер, электромеханик промысла объединения «Туркменнефть», старший инженер треста «Черноморнефть», начальник электромонтажного цеха объединения «Краснодарнефтегаз», главный энергетик НПУ «Черноморнефть», начальник отдела Управления нефтяной и газовой промыш­ ленности Северо-Кавказского СНХ (1948-1965); зам. на­ чальника отдела, главный энергетик, зам. начальника Управ­ ления - начальник отдела Управления главного энергетика Миннефтепрома (1965—1991).

496

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет отраслевые награды, лауреат премии Совета Мини­ стров СССР, Заслуженный энергетик РСФСР.

Чоловский Игорь Павлович (1928 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1952 г., докт. геолого-мине­ ралогических наук, профессор.

Старший геолог участка, управления, начальник бюро раз­ работки НПУ «Бугульманефть» (1954—1958); руководитель лаборатории ТатНИПИнефть (1958—1964); зам. начальника отдела разработки Пермского филиала Гипровостокнефти (1964—1965); зам. начальника отдела разработки, началь­ ник отдела научно-исследовательских работ, отдела по про­ ектированию разработки месторождений Геологического уп­ равления, Управления по разработке нефтяных и газовых месторождений Миннефтепрома СССР (1966—1978); зам. директора ВНИИКТЭП (1978—1978); профессор МИНХ и ГП им. акад. И. М. Губкина (1978 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Чубриков Валерий Викторович (1940 г. рожд.)

Кокандский нефтяной техникум, 1960 г.

Оператор, и.о. мастера НПУ «Термезнефть»; техник, инже­ нер объединения «Фергананефтегаз», инженер по технике безопасности, начальник цеха Ассаке-Ауданской экспедиции,

начальник

цеха

НПУ «Таджикнефть»;

начальник смены

РИДС

УБР «Речицабурнефть»; начальник ПДС,

зам. на­

чальника,

начальник ЦИТС, начальник

участка

бурения

Среднеленской НРЭ треста «Якутнефтегазразведка»

(1960—

1980); старший инженер, зам. начальника партии Арктиче­

ской

НРЭ

ПГО

«Волгокамскгеология»;

зам. начальника

ЦИТС

ГП

«Арктикморнефтегазразведка»

(1980 —наст. вре­

мя).

 

 

 

 

 

 

Чубрикова Людмила Алексеевна (1939 г. рожд.)

 

Уфимский нефтяной институт, 1961 г.

 

 

 

Техник-геолог,

инженер-аналитик

Южно-Казахстанской

НРЭ;

старший инженер экспедиции объединения «Фергана-

нефтегаз»; старший инженер ПТО Ассаке-Ауданской экспе­ диции; инженер по нормированию, начальник ОТиЗ Средне­ ленской НРЭ треста «Якутнефтегазразведка»; зам. началь­ 497

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ника ОТиЗ УБР «Речицабурнефть» (1961 — 1980); начальник ОТиЗ Арктической НГРЭ, ПТО «Волгокамскгеология»; ин­ женер по труду, начальник ОТиЗ, зам. начальника ОТиЗ ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1980 — наст. время).

Чувилов Владимир Александрович (1937 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1971 г.

Рабочий, взрывник, старший техник-оператор, геофизик сейсмопартии треста «Татнефтегеофизика» (1954—1968); на­ чальник сейсмопартии, начальник Средне-Обской геофизиче­ ской экспедиции, генеральный директор ПО «Тюменнефтегеофизика» (1968—1993).

Имеет отраслевые награды.

Чугаев Николай Иванович (1932 г. рожд.)

Помощник бурильщика, бурильщик Москудьинской нефте­ разведки (1958—1973); помощник бурового мастера Осинского УБР объединения «Пермнефть» (1973—1987).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Чударевский Вячеслав Григорьевич (1940 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1966 г.

Бурильщик конторы бурения № 1 ' треста «Ширвантбурнефть», инженер управления по бурению Миннефтепрома АзССР; старший инженер участка конторы бурения № 1 объединения «Белоруснефть»; старший инженер-технолог, буровой мастер Калинковичской НРЭ, буровой мастер, глав­ ный технолог Мезенской НРЭ, главный технолог, начальник партии спецэкспедиции «Союзподземгаз»; начальник ЦИТС, инженер ПТО Хорейверской НРЭ (1966-1980); буровой мас­ тер начальник СПБУ «Мурманская» ГП «Арктикморнефте­ газразведка» (1980—1995).

Чударевская Таисия Стефановна (1944 г. рожд.)

Бакинский техникум железнодорожного транспорта, 1964 г. 1ехник-геолог конторы бурения треста «Ширвантбурнефть»; техник-геолог треста «Белнефтегазразведка»; инженер-эко­ номист Мезенской НРЭ; старший техник, техник-геолог Ка­ линковичской тематической группы, техник-геолог, старшин

498

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Техник-геолог Калинковичской НРЭ; техник-геолог Мозырской НРЭ, лаборант-коллектор, инженер Хорейверской НРЭ (1963—1980); инженер лаборатории, старший инженер, ин­ женер цеха комплексно-тематической экспедиции ГП «Арктикморнефтегазразведка» (1980 — наст. время).

Чудинова Инесса Дмитриевна (1938 г. рожд.)

Астраханский нефтяной техникум, 1955 г., Московский неф­ тяной институт, 1968 г.

Техник-вычислитель треста «Ухтанефтегеофизика» (1955— 1967); геофизик, старший геофизик, начальник тематической партии, ведущий геофизик, эксперт ГГП «Печорагеофизика» (1967 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник народного хозяйства Республики Коми.

Чулин Павел Иванович (1934 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1959 г.

Технический руководитель линейной производственно-диспет­ черской станции «Грачи» Саратовского районного нефтепроводного управления (1959—1962); главный инженер, началь­ ник Саратовского районного нефтепроводного управления АООТ «Приволжские магистральные нефтепроводы» (1962— 1995).

Имеет орден СССР, Почетный нефтяник, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Чумаков Владимир Алексеевич (1949 г. рожд.)

Дрогобычский нефтяной техникум, 1976 г. Вышкомонтажник, бригадир Вышкомонтажной конторы раз­ ведочного треста буровых работ (1968), УБР «Речицабурнефть» (1970—1975); прораб, старший инженер, начальник цеха Вышкомонтажного управления объединения «Белоруснефть» (1975 —наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, серебряную медаль ВДНХ.

Чуманов Семен Акимович (1924 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1963 г. Участник Великой Отечественной войны.

32*—500

489

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рабочий НПУ «Ишимбайнефть» (1941 г.); помощник буриль­ щика, старший инженер, зам. начальника, начальник цеха КРС треста «Туймазанефть» (1951 — 1964); главный инженер НПУ «Краснокамскнефть» (1964—1969); начальник НГДУ «Осинскнефть» (1969—1978); начальник Управления по по­ вышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту сква­ жин (1978—1983); зам. генерального директора объединения «Пермнефть» (1983—1985).

Имеет боевые награды, орден и медаль СССР.

Чунчуков Сергей Николаевич (1941 г. рожд.)

Ивано-Франковский нефтяной институт, 1968 г. Техник-геофизик Брянской экспедиции, начальник геофизи­ ческой партии, главный геофизик, главный инженер экспеди­ ции треста «Ярославнефтегазразведка», объединения «Волгокамскгеология», зам. генерального директора того же объ­ единения и ГНПП «Недра» (1965 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Чурилов Лев Дмитриевич (1935 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1958 г.

Главный инженер НПУ «Сургутнефть», начальник НПУ Юганскнефть» объединения «Тюменнефтегаз» (1964—1973); начальник объединения «Коминефть» (1973—1976); зам. на­ чальника Главтранснефти, зам. начальника, начальник Управления по добыче нефти и газа Миннефтепрома СССР

(1976—1986); старший референт, главный специалист, зам. заведующего отделом ТЭК, заведующего сектором нефтяной и газовой промышленности Бюро СМ СССР по топливноэнергетическому комплексу (1986—1989); первый зам. Мини­ стра, Министр нефтяной промышленности, Президент корпо­ рации «Роснефтегаз» (1989—1993); президент нефтяного ин­ вестиционного фонда (1993-наст. время).

Имеет отраслевые награды, лауреат премии Совета Мини­ стров СССР.

Чурин Аркадий Михайлович (1928 г. рожд.)

Дизелист, бурильщик (1951 — 1964); буровой мастер Полаз ненского УБР (1964—1986).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Шабалкин Петр Иванович (1935 г. рожд.)

Куйбышевский технологический техникум, 1964 г.

Трудовую деятельность начал в качестве рабочего (1952— 1958); оператор, диспетчер, зам. начальника Куйбышевского управления нефтепровода «Дружба» (1964—1995).

Почетный нефтяник.

Шабанов Сергей Капитонович (1910 г. рожд.)

Начальник геологической партии Средне-Волжского геолого­ разведочного треста (1939—1945); старший геолог, зам. на­ чальника отдела треста «Куйбышевнефтеразведка» (1945— 1946); главный геолог геологоразведочной конторы треста «Куйбышевнефтеразведка» (1946—1972).

Имеет ордена СССР, лауреат Государственной премии.

Шабашевич Юрий Исидорович (1913—1977 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1940 г.

Инженер конторы «Востокнефтепроект» (1943—1946); инже­ нер газокомпрессорной группы, руководитель группы, зам. начальника, начальник технологического отдела Гипровостокнефть (1946—1973).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, медали ВДНХ

СССР.

Шаблыгина Инна Алексеевна (1940 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1962 г.

Старший инженер партии машинной обработки Охинской геолого-разведочной экспедиции Мингео РСФСР, старший геофизик, начальник тематического отряда, руководитель тематического отряда ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (1962 — наст, время).

Имеет отраслевые награды.

Шабуров Иван Мартемьянович (1937 г. рожд.)

Новосибирский институт инженеров геодезии, аэрофотосъем­ ки и картографии, 1973 г.

Техник, старший техник-геодезист, старший топограф, на­ чальник топоотряда сейсмопартии, старший геофизик Шаим-

32**

501

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ской специализированной экспедиции, главный геодезист де­ партамента полевых работ Тюменнефтегеофизики (1968 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, ветеран Шаима.

Шавалиев Жамиль Нургалиевич (1936 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1965 г.

Механик, главный механик, секретарь парткома (1965— 1978), зам. начальника НГДУ Осинскнефть по капитальному строительству объединения «Пермнефть» (1978 — наст. вре­ мя).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Шаевский Юрий Иванович (1915—1994 гг.)

Харьковский государственный университет, 1939 г.

Геолог ГПК объединения «Пермнефть», старший геолог про­ мысла трестов «Укрнефтедобыча», «Малгобекнефть» (1939— 1942); старший геолог, главный геолог трестов «Ишимбайнефть», «Туймазабурнефть», НПУ «Аксаковнефть» объеди­ нения «Башнефть» (1942—1964); зам. начальника Главтюменнефтегаза (1964—1966); зам. начальника Главюгнефтедобыча, Главного технико-экономического управления Миннефтепрома СССР (1966—1975); работа в Индии (19701971, 1975—1977).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный геолог РСФСР.

Шайдуллин Марат Гависович (1931 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1954 г.

Бурильщик, начальник участка, главный инженер, директор Калтасинской конторы бурения (1954-1970); начальник Краснохолмского УБР (1970 —наст время)

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Шаймарданов Зиандар Шаймарданович (1935 г. рожд.)

Октябрьский нефтяной техникум, 1962 г.

Буровой рабочий, помощник бурильщика треста «Термезнефть» Узбекской ССР (1952-1954); оператор НПУ«Октябрьскнефть», мастер-механик, начальник установки зам. на-

502

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чальника цеха НПУ «Арланнефть», НПУ «Южарланнефть» объединения «Башнефть» (1957—1972); начальник цеха НГДУ «Нижневартовскнефть», НГДУ «Белозернефть» (1972—1985); начальник цеха, зам. начальника цеха по под­ готовке и перекачке нефти АООТ «Черногорнефть» (1985 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Шалагин Валерий Матвеевич (1943 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1966 г.

Оператор, мастер, начальник смены ЦИТС, зам. начальника ЦИТС, начальник цеха добычи нефти НГДУ «Шаимнефть» (1967—1995).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник Минтоп­ энерго РФ.

Шалинов Вадим Петрович (1931 1985 гг.)

Московский нефтяной институт, 1955 г.

Оператор, мастер по добыче нефти, начальник ПТО, главный инженер Лобановского нефтепромысла НПУ «Краснокамскнефть» (1955—1961); начальник производственного отдела Управления нефтяной промышленности Пермского СНХ (1961 — 1965); главный инженер (1965-1972), генеральный директор объединения «Пермнефть» (1972—1977); зам. ди­ ректора ПермНИПИнефть по научной работе (1977—1985). Имеет ордена СССР.

Шамрай Галина Ивановна (1942 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1969 г.

Техник-геолог экспедиции № 102 6-го главного Управления, геолог участка конторы бурения на нефть и газ (1960—1970); геолог партии, старший геолог — руководитель группы «Ярославнефтегазразведка», ПГО «Волгокамскгеология», началь­ ник отряда КамНИИКИГС ГНПП «Недра» (1976-наст. время).

Имеет орден СССР.

Шандин Сергей Николаевич (1923 г. рожд.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1947 г. Старший инженер участка, главный инженер конторы буре­ ния, главный инженер треста «Чапаевскбурнефть» объедине-

503

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ння «Куйбышевнефть» (1947—1953); начальник отдела объ­ единения «Куйбышевнефть», Куйбышевского СНХ (1953— 1962); главный специалист Госкомтопа, зам. начальника Главка по добыче нефти в северо-восточных районах, на­ чальник отдела Управления по бурению, зам. начальника Управления спецматериалов, ВПО «Союзнефтеспецматерналы» Миннефтепрома (1962—1986); ведущий инженер ВНИИБТ (1986—1989); зам. руководителя научно-техниче­ ского коллектива фирмы «Энергосбережение» при Госснабе

СССР (1989—1991).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, лау­ реат премии им. акад. И. М. Губкина.

Шанина Октябрина Петровна (1937 г. рожд.)

Саратовский нефтяной техникум, 1969 г.

Экономист ООТиЗ НГДУ «Шаимнефть» (1965—1995). Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник Тюменской области.

Шанин Геннадий Петрович (1931 г. рожд.)

Свердловский горно-металлургический техникум, 1956 г. Главный энергетик, старший инженер-энергетик, инженер по охране труда и технике безопасности ЦБПО НГДУ «Шаим­ нефть» (1964—1995).

Шанович Леонид Прокопьевич (1918 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1943 г.

Старший инженер участка конторы турбинного бурения объ­ единения «Пермнефть» (1943—1947); начальник отдела, главный инженер конторы бурения, треста «Башвостокнефтеразведка», зам. начальника объединения «Башнефть» (1947—1965); начальник отдела промышленных испытаний ВНИИБТ Укр.ССР (1965—1969); зам. начальника Управ­

ления геологии

Арм. ССР

(1969—1974);

начальник отдела

Управления по

бурению

Миннефтепрома

(1975—1986).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Шаповалов Александр Григорьевич (1926 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1961 г., канд. экономи­ ческих наук.

504

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Участие в Великой Отечественной войне (1943—1945); инже­ нер-экономист промысла, начальник отдела конторы бурения, НПУ «Карадагнефть» (1945—1947); главный экономист — зам. управляющего трестом «Апшеронбурнефть» объединения «Азнефть» (1947—1966); начальник отдела, зам. начальника Главного планово-экономического управления Миннефтепрома СССР (1966—1980). Старший научный сотрудник ВНИИОЭНГ (1985-1992).

Имеет орден СССР и медаль к ордену «За заслуги перед Отечеством II степени», отраслевые награды, Заслуженный экономист АзССР, Почетный нефтяник.

Шарапов Андрей Иванович (1932—1993 гг.)

Бурильщик, инженер по технике безопасности Жирновского УБР ПО «Нижневолжскнефть» (1958—1970); районный ин­ женер Волгоградского военизированного отряда (1970— 1992).

Имеет медаль СССР.

Шарин Владимир Григорьевич (1932 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1969 г.

Старший техник, инженер ТатНИИ (1960-1966); инженерконструктор, инженер, старший инженер Северо-Западного нефтепроводного управления (1966—1970); зам. начальника Ромашкинского (1970—1973); начальник Горьковского (1973—1977) районных нефтепроводных управлений, зам. начальника, зам. генерального директора по товарно-транс­ портным операциям и экономике Управления Верхневолж­ скими магистральными нефтепроводами, АООТ «Верхне­ волжские магистральные линии» (1977 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

Шарифуллин Фарит Мухамадуллович (1944 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1967 г.

Коллектор, лаборант, слесарь-ремонтник, оператор, мастер, старший инженер, начальник участка добычи нефти объеди­ нения «Башнефть» (1961-1975); начальник ЦИТС объеди­ нения «Удмуртнефть» (1975-1976); начальник смены на­ чальник отдела, главный инженер-зам. начальника НГДУ ПО «Юганскнефтегаз» (1976-1982); начальник НГДУ

605

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Ноябрьскнефтегаз» (1982—1985); начальник отдела, зам. начальника Главного управления по добыче нефти Миннефтепрома (1985—1991); зам. директора Департамента корпо­ рации «Роснефтегаз», ГП «Роснефть» (1991 — 1994); испол­ нительный директор Департамента АО «СИДАНКО» (1994 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Шаталова Валентина Ивановна (1921 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1949 г. Участник Великой Отечественной войны.

Работала на различных

должностях

нефтепромысла Эхаби

и НПУ «Сахалиннефть»;

старший

инженер объединения

(АО) «Сахалинморнефтегаз» (1949 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный работник нефтя­ ной и газовой промышленности РСФСР, Почетный гражда­ нин г. Оха.

Шатунов Михаил Семенович (1930 г. рожд.)

На предприятиях Миннефтепрома начал работать в 1949 г. Вышкомонтажник, бригадир вышкомонтажников Управления буровых работ объединения (АО) «Удмуртнефть» (1969— 1995).

Кавалер орденов Трудовой Славы трех степеней, имеет дру­ гие награды СССР, в т. ч. медаль «За доблестный труд в Великой Отечественной войне 1941 —1945», отраслевые на­ грады, лауреат Государственной премии.

Шахов Иван Семенович (1935 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1960 г. Бурильщик, буровой мастер, начальник участка бурения, на­ чальник отдела, главный инженер, начальник Серноводского управления разведочного бурения объединения «Куйбышев­ нефть» (1960—1995).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник.

Шахов Лев Иванович (1937 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1963 г.

Механик участка бурения, инженер, главный энергетик, стар­ ший инженер Бузулукской экспедиции глубокого бурения

506

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

треста «Оренбургнефтеразведка» (1963—1966); главный ме­ ханик конторы бурения № 2 треста «Бузулукбурнефть» (1966—1970); зам. начальника, начальник Базы производ­ ственного обслуживания Бузулукского УБР объединения (АО) «Оренбургнефть» (1970 — наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Шашин Валентин Дмитриевич (1916—1977 гг.)

Московский нефтяной институт, 1943 г.

Заведующий группой бурения, главный инженер, директор конторы бурения, главный инженер, управляющий в трестах «Туймазанефть», «Башнефтеразведка» объединения «Башнефть» (1932—1953); зам. начальника объединения, началь­ ник объединения «Татнефть» (1953—1957); начальник Управ­ ления нефтяной промышленности Татарского СНХ (1957— 1960); начальник Управления нефтяной и газовой промыш­ ленности ВСНХ РСФСР, СНХ РСФСР (1960—1965); Ми­ нистр нефтяной промышленности (1965—1977).

Первооткрыватель Серафимовского, Леонидовского, Константиновского месторождений в Башкирской АССР. Имеет ордена и медали СССР, в том числе четыре ордена Ленина, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Шашин Геннадий Николаевич (1934 г. рожд.)

Казанский финансово-экономический институт, 1960 г. Старший инженер-финансист, зам, главного бухгалтера, главный бухгалтер НПУ «Елховнефть», «Шаимнефть» (1962—1970); главный бухгалтер треста, зам. управляющего, зам. начальника управления, начальник управления, зам. ге­ нерального директора ДАООТ «Тюменнефтегеофизика» (1970 — наст. время).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник, Заслужен­ ный работник Минтопэнерго РФ.

Шварцкопф Виктор Львович (1905—1989 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1928 г.

 

Начальник отдела

объединения

«Азнефть»

(1936—1938);

зам. управляющего

трестом «Туймазанефть»

(1938—1941);

главный инженер Башнефтепроекта

(1941 — 1943); начальник

сектора Наркомнефти (1943—1946); зам. начальника, глав-

507

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ный инженер Управления капитального строительства Миннефтепрома СССР (1946—1957); начальник Управления строительства Чечено-Ингушского СНХ (1957—1960); на­ чальник отдела Совета Министров СССР, главный специа­ лист, начальник Управления Госкомитета СМ СССР по топ­ ливу (1960—1965); зам. начальника Главного управления проектирования и капитального строительства Миннефтепрома СССР (1965—1972).

Имеет отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Швецов Евгений Иванович (1915—1974 гг.)

Уральский геологоразведочный техникум, 1933 г. Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер объеди­ нения «Башнефть» (1933—1936); служба в рядах РККА (1936—1938); начальник буровой, старший инженер участка, начальник цеха, директор конторы капитального ремонта скважин «Сызраньнефть» (1938—1941); директор конторы бурения «Прикамнефть», управляющий трестом «Краснокамскнефть» (1941 —1944); управляющий трестом «Сахалиннефть» (1944—1947); начальник объединения, первый зам. начальника объединения «Дальнефть» (1947—1950); управ­ ляющий трестом «Татбурнефть» (1950—1960); начальник НПУ «Лениногорскнефть», НПУ «Иркеннефть» (1961 — 1964); начальник объединения «Оренбургнефть» (1964—1971). Имеет два ордена Ленина, другие ордена и медаль СССР,

отраслевые награды.

Шевалдин Роберт Григорьевич (1931 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1954 г.

Помощник бурильщика, старший инженер геолого-поисковой конторы объединения «Башнефть» (1954—1960); главный инженер Прикаспийской экспедиции треста «Союзбургаз», зам. начальника объединения «Туркменнефтегаз» (1960— 1968); главный технолог экспедиции «Ярославнефтегазразведка» (1968—1970); начальник отдела дирекции обустрой­ ства северных районов, начальник Полярной экспедиции Главтюменнефтегаза, начальник отдела бурения объедине­ ния «Запсиббурнефть», зам. управляющего трестом «Сургутнефтеспецстрой», главный инженер треста «Нижневартовскспецстрой» (1970—1979); начальник отдела, зам. начальника Управления по бурению Миннефтепрома, зам. директора Де­ партамента по бурению Роснефтегаза, ГП «Роснефть» (1979 —наст. время).

508

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет орден СССР и отраслевые награды, Почетный нефтя­ ник.

Шевнин Иван Поликарпович (1931 г. рожд.)

Разнорабочий, помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Бородулинской, Кудымкарской нефтеразведок (1954— 1971); буровой мастер Красновишерского УБР объединения «Пермнефть» (1971 — 1994).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Шевченко Николай Емельянович (1942 г. рожд.)

Водитель-механик Урайской автотранспортной конторы Главтюменнефтегаза (1966—1969); бурильщик Урайского УБР (1969—1980); бурильщик капитального ремонта скважин ПО «Урайнефтегаз» (1980 —наст. время).

Шейкин Василий Петрович (1911 — 1981 гг.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1936 г. Участник Великой Отечественной войны.

В нефтяной промышленности с 1939 г. Инженер промысла, начальник промысла треста «Хадыженнефть», главный ин­ женер, начальник НПУ «Черноморнефть» (1946—1959); главный инженер промысла (1959—1963); главный инженер объединения «Краснодарнефтегаз» (1963—1972).

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны II степени, ордена и медали СССР.

Шейкин Федор Ильич (1927 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1956 г., канд. техн. наук. Прошел путь от бурильщика Сталинградской ГРК до на­ чальника Астраханского НГДУ (1956—1971); начальник, генеральный директор ПО «Нижневолжскнефть» (1971 — 1990).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды.

Шейнцвит Леонид Израилевич (1927 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1965 г.

Оператор, начальник участка по добыче нефти НПУ «Перво509

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

майнефть» (1965—1968); главный механик, начальник базы производственного обслуживания, зам. начальника НГДУ «Юганскнефть» (1968—1975); начальник отдела Главтюменнефтегаза (1975—1990); главный специалист НПО «Тюменнефтегаз», начальник отдела УПНП и КРС АО «Тюменнефтегаз» (1990 —наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Шеломенцев Георгий Иванович (1926 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1958 г.

Служба в армии (1943—1950). Секретарь Кабардино-Бал­ карского райкома ВЛКСМ (1950—1953).

Оператор, мастер, инженер промысла, заведующий промыс­ лом, главный инженер Ставропольского НГДУ; главный ин­ женер объединения «Ставропольнефтегаз» (1958—1987).

Имеет отраслевые награды.

Шемраев Геннадий Алексеевич (1938 г. рожд.)

Харьковский автодорожный институт, 1961 г.

Конструктор ОКБ «Электропечь», главный механик треста «Ялтаспецстрой», старший инженер, руководитель группы, зам. главного инженера проектов, зам. главного инженера ЮжНИИГипрогаз Мингазпрома СССР (1960—1985); глав­ ный инженер проектов ВНИИЭгазпром, заведующий секто­ ром Государственного газового концерна «Газпром» (1985— 1993); первый зам. председателя правления — генерального директора АО «Росшельф» (1993 — наст. время).

Имеет орден СССР и отраслевые награды, лауреат премии Совета Министров СССР, Почетный работник газовой про­ мышленности.

Шене Ольга Германовна (1937 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1961 г.

Инженер-геофизик Сахалинской геофизической экспедиции, геофизик ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (1961—наст. время).

Имеет серебряную медаль ВДНХ.

510

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Шеремета Остап Остапович (1930 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1953 г.

Старший геолог экспедиции, начальник партии, начальник отдела конторы бурения, треста «Дальнефтегазразведка», главный геолог объединения «Дальнефть», главный инженер фил. ВНИИнефть в г. Охе; главный геолог, начальник отде­ ла, зам. генерального директора треста «Комибурнефть», объединения «Коминефть» (1953—1978); зам. начальника Главка Мингазпрома (1978-1983); управляющий трестом по разведке арктических месторождений, начальник Главка Мингазпрома (1983—1988); начальник Главка Миннефтепрома (1988—1992); главный советник в Норвегии, внештат­ ный советник в Минтопэнерго (1992 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, Почетный работник газовой промышленности, Почетный нефтяник, первооткрыватель Яригского месторождения.

Шерстнев Николай Михайлович (1925 г. рожд.)

Азербайджанский нефтяной институт, 1952 г., докт. техн.

наук, профессор.

Участник Великой Отечественной войны.

Руководитель лаборатории НИИГРИ (1952-1954); мл. науч­ ный сотрудник, старш. научный сотрудник, начальник секто­ ра, начальник лаборатории АзНИИ (1954—1969); заведую­ щий сектором ИГиРГИ (1969-1973); руководитель секто­ ра, заведующий лабораторией ВНИИнефть (1973—1994); советник генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (1994 — наст. время).

Имеет боевые награды, в том числе орден Отечественной войны II степени, три золотые и четыре серебряные медали ВДНХ, отраслевые награды, Заслуженный деятель науки и техники, Почетный нефтяник, дважды лауреат премии им. акад. И. М. Губкина.

Шерстняков Валентин Федорович (1932—1983 гг.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1956 г., канд. техн.

Инженер Туркменского филиала ВНИИ (1956-1959); аспи­ рант, мл. научный сотрудник, старш. научный сотрудник, за­ ведующий лабораторией ВНИИнефть (1959-1983).

Имеет отраслевые награды.

511

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Шерстюк Анатолий Петрович (1933 г. рожд.)

Саратовский государственный университет, 1956 г. Инженер-оператор, старший инженер, начальник партии, на­ чальник экспедиции, начальник геофизической лаборатории ГГП «Печорагеофизика» (1956 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник народного хозяйства Коми АССР.

Шестериков Борис Тимофеевич (1934 г. рожд.)

Ученик оператора, оператор по добыче нефти и газа НГО «Полазнанефть» (1955—1966); слесарь по ремонту нефте­ газового оборудования управления «Пермнефтегаз» (1966 1993).

Имеет орден СССР, отраслевые награды.

Шестов Иван Никадрович (1933 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1957 г., канд. гео­ лого-минералогических наук.

Гидрогеолог Центральной Казахстанской экспедиции Геотехконторы, Пермского геологоразведочного треста (1957— 1961); старший гидрогеолог, заведующий лабораторией Кам­ ского отделения ВНИГНИ и КамНИИКИГС ГНПП «Недра» (1961 —наст. время).

Имеет медаль СССР.

Шеховцев Виктор Павлович (1946 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1970 г.

Слесарь, электромонтер, начальник прокатно-ремонтного це­ ха, главный энергетик НПУ «Кунгурнефть», объединения «Пермнефть» (1970—1983); зам. начальника Управления главного энергетика Миннефтепрома, зам. начальника Де­ партамента Роснефтегаза, ГП «Роснефть» (1983 — наст. вре­ мя).

Имеет отраслевые награды, Почетный энергетик.

Шибеко Владимир Григорьевич (1940 г. рожд.)

Машинист, бурильщик, машинист дизельной станции на неф­ тепромысле, машинист насосной станции цеха ППД НГДУ «Шаимнефть» (1966—1995).

512

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет орден Трудовой Славы III степени, медаль СССР, от­ раслевые награды, Почетный нефтяник.

Шидловский Иван Иванович (1933—1982 гг.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Мастер, старший инженер в НПУ «Абиннефть» Краснодар­ ского края (1955—1962); директор Березовского укрупнен­ ного нефтегазового комплекса Тюменской области (1962— 1963); начальник отдела добычи объединения «Тюменнефтегаз» (1963—1966); главный инженер, начальник (НПУ) НГДУ «Сургутнефть», «Федоровскнефть» (1966—1980); ди­ ректор Сургутского филиала Гипротюменнефтегаза (1980— 1982).

Имеет ордена и медаль СССР, среди них орден Ленина, от­ раслевые награды.

Шикин Анатолий Анисимович (1922 г. рожд.)

Оператор, сменный инженер, начальник Лопатинской нефте­ перекачивающей станции Куйбышевского управления нефте­ провода «Дружба» (1964—1967); начальник Шаимского нефтепроводного управления (1967—1972); зам. начальника Управления магистральных нефтепроводов Западной и Севе­ ро-Западной Сибири (1972—1978), Управления «Приволж­ скими магистральными нефтепроводами» (1978—1995); зам. генерального директора АООТ «Приволжские магистраль­ ные нефтепроводы» (1995 —наст. время).

Шилин Иван Константинович (1912—1991 гг.)

Всесоюзная плановая академия, 1941 г. Участник Великой Отечественной войны.

Инструктор Управления делами, старший экономист по им­ порту, старший консультант иностранного сектора Наркомтяжпрома, Наркомтопа, старший инженер, зам. начальника иностранного отдела Наркомнефти (1933—1946); команди­ ровка в Румынию (1946—1947); начальник сектора Главнефтемаша, Главнефтестроя Минюжзападнефти (1947—1949); зам. начальника отдела внешних сношений, начальник от­ дела, помощник зам. Министра Миннефтепрома (1949—1957); нач. сектора техинформации, и.о. зам. начальника спецконструкторского бюро (СКБАНН) (1957—1962); зам. началь­ ника Отдела внешних сношений Госкомнефтедобычи при

513

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Госплане СССР (1962—1965); зам. начальника Управления внешних сношений Миннефтепрома (1965—1977).

Имеет ордена и медали СССР, среди них орден Отечествен­ ной войны II степени и отраслевые награды. Почетный неф­ тяник.

Шимановский Щевель Наумович (1917 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1943 г.

Мастер, старший инженер промысла, директор укрупненного промысла НГДУ «Ишимбайнефть», начальник ПТО ПО «Башнефть» (1943—1955); начальник НГДУ «Ишимбай­ нефть» (1955—1979).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкирии.

Шинкевич Анатолий Федорович (1942 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1963 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Кунгурского УРБ (1963 — наст. время).

Имеет ордена СССР, отраслевые награды, лауреат Государ­ ственной премии.

Ширин Сергей Сергеевич (1910—1974 гг.)

Московский нефтяной институт, 1948 г.

Главный инженер Ишимбаевского НПЗ, филиала Ленгипрогаз в г. Салавате, директор Башнефтепроекта (1948—1973). Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный строитель РСФСР, Почетный нефтяник.

Ширшов Владимир Александрович (1940 г. рожд.)

Пермский политехнический институт, 1967 г. Инженер-технолог треста «Пермвостокнефтеразведка» (1967—1970); старший инженер-технолог зам. начальника технологического отдела, главный инженер (1970—1979); начальник Чернушинского УБР объединения «Пермнефть» (1979 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды Почетный нефтя­

ник.

'

514

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ширяев Александр Георгиевич (1925 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Бурильщик Москудьинской нефтеразведки (1962—1968); бу­ ровой мастер Осинского УБР объединения «Пермнефть» (1968—1987).

Имеет боевые награды, в том числе ордена Отечественной войны I и II степени, орден Ленина.

Ширяев Юрий Харлампиевич (1926 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1955 г., канд. геологоминералогических наук.

Геолог, старший геолог, начальник геологического отдела (1955—1960), главный геолог НГДУ «Полазнанефть» объ­ единения «Пермнефть» (1960—1992).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный гео­ лог РСФСР.

Шистеров Юрий Павлович (1927 г. рожд.)

Пермский нефтяной техникум, 1951 г.

Инженер по бурению, начальник участка (1951 —1952), на­ чальник Чернушпнского УБР (1952—1970); начальник БПО Кунгурского УРБ (1971—1976); начальник БПО объедине­ ния «Пермнефть» (1976—1982); зам. директора Геолого­ поисковой конторы (1982—1987).

Имеет ордена СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды.

Шихов Алексей Михайлович (1919 г. рожд.)

Участник Великой Отечественной войны.

Разнорабочий, помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Краснокамской конторы бурения (1937—1950); буро­ вой мастер Полазненского УБР объединения «Пермнефть» (1950—1974).

Имеет боевые награды, орден Ленина, медаль СССР.

Шишов Василий Александрович (1926—1987 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1955 г., канд. техн. наук. Участник Великой Отечественной войны.

513

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Бурильщик, начальник отдела, главный инженер, директор конторы бурения НПУ «Приазовнефть», управляющий тре­ стом «Краснодарбурнефть» объединения «Краснодарнефтегаз» (1955—1970); заведующий лабораторией, сектором, от­ делом ВНИИКРнефть (1970—1987).

Награжден медалями СССР, в том числе боевыми, отрасле­ выми знаками отличия.

Шищенко Роман Иванович (1903—1973 гг.)

Азербайджанский государственный университет, 1925 г., Азербайджанский политехнический институт, 1929 г., докт. техн. наук, профессор.

Инженер-конструктор ВСНХ АзССР (1927—1930); заведую­ щий лабораторией АзНИИ по добыче нефти (1929—1956); зам. директора по научной работе, заведующий лаборато­ рией Краснодарского филиала ВНИИнефть (1956—1973).

Награжден орденом Ленина и другими орденами СССР, За­ служенный деятель науки и техники РСФСР.

Шкурин Николай Николаевич (1924 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1958 г. Участник Великой Отечественной войны.

Техник-механик, главный механик предприятий трестов «Грознефтепроект», «Грознефтестройматериалы», команди­ ровка в ГДР, начальник отдела, зам. начальника Чечено-Ин­ гушского СНХ, Северо-Кавказского СНХ, управляющий тре­ стом «Грознефтехимпромстрой» (1946—1966); главный инже­ нер—зам. начальника Управления материально-техническо­ го снабжения (1966—1986); ведущий инженер, инженер Уп­ равления материально-технического снабжения Миннефтепрома СССР (1986—1991); фирма «Нефтегазснаб» (1991 — наст. время).

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник нефтяной и газовой про­ мышленности РСФСР.

Шлюхин Николай Матвеевич (1914—1992 гг.)

Стерлитамакский нефтяной техникум, 1936 г.

Буровой рабочий, помощник бурильщика, бурильщик Ишимбайской конторы бурения (1936—1937); техник, начальник

516

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Цеха (1937—1940); начальник трубной базы, зам. директора конторы бурения, директор конторы капитального ремонта скважин треста «Ишимбайнефть», директор Ишимбайской конторы бурения (1941 — 1968); работа в Ишимбайском УБР (1968—1974).

Имеет ордена и медали СССР, в том числе орден Ленина, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Шмаков Николай Иванович (1951 г. рожд.)

Слесарь НГДУ «Кинельнефть», водитель Похвистневской АТК объединения «Куйбышевнефть» (1968—1969, 1971 — 1976); помощник бурильщика, мастер по капитальному ре­ монту скважин УПНПиКРС № 1 (1976—1985); мастер КРС, технолог, оператор, начальник цеха УПКРС АООТ «Черно­ горнефть» (1985 —наст. время).

Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.

Шмарев Алексей Тихонович (1913—1993 гг.)

Грозненский нефтяной институт, 1938 г., доктор технических наук.

Директор конторы бурения, управляющий трестов «Туймазанефть», «Ишимбайнефть», «Башнефтеразведка», зам. началь­ ника объединения «Башнефть» (1938—1950); начальник объединения «Татнефть» (1950—1956); начальник Главка Главгаза СМ СССР, председатель Татарского СНХ, зам. первого председателя ВСНХ, председатель Средневолжского СНХ (1956—1966); зам. Министра Мингео РСФСР (1966— 1977); зам. директора ВНИИГНИ (1977—1986); старший научный сотрудник ВНИПИморнефть (1989—1993).

Имеет ордена и медали СССР, среди них два ордена Лени­ на, отраслевые награды, Почетный нефтяник, Почетный раз­ ведчик, Заслуженный нефтяник Тат. АССР, дважды лауреат Государственной премии.

Шнее Лев Сергеевич (1911 г. рожд.)

Пермский Государственный университет, 1940 г.

С 1941 г. работал в нефтяной промышленности, где прошел путь от прораба до главного геолога Геологопоисковой кон­ торы объединения «Пермнефть».

Имеет орден Ленина, медали СССР.

33—500

517

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Шмелев Вячеслав Федорович (1935 г. рожд.)

Ленинградский горный институт, 1967 г.

Техник-оператор, геофизик, начальник партии, начальник отдела, главный инженер экспедиции, зам. генерального ди­ ректора, зам. начальника экспедиции ГГП «Печорагеофизика» (1967 —наст. время).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный работник народного хозяйства Республики Коми.

Шмелев Александр Андреевич (1906—1993 гг.)

Московский нефтяной институт, 1935 г.

Геолог, начальник геологической партии треста «Майнефть» (1936—1939); старший инженер, начальник отдела Главгеологии Наркомтопа СССР, главный геолог нефтяного отдела Главного управления МВД СССР, главный геолог управле­ ния Ухтинского комбината Главвостокнефтедобычи (1939— 1953); главный геолог — зам. начальника Главнефтегазразведка Миннефтепрома СССР (1953—1957); старший инже­ нер отдела нефтяной и газовой промышленности Госплана

СССР (1957—1963); начальник отдела геолого-поисковых работ Управления нефтяной и газовой промышленности СНХ

СССР, главный специалист по разведке нефтяных и газовых месторождений Госплана СССР (1963—1979).

Награжден орденами и медалями СССР, лауреат Государ­ ственной премии.

Шнапер Борис Ильич (1928—1994 гг.)

Геолого-разведочный техникум, 1947 г., Харьковский горный институт, 1954 г., канд. техн. наук.

Директор Семеновского завода горного воска (1959—1994). Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Шолом Владимир Григорьевич (1936 г. рожд.)

Всесоюзный заочный нефтяной техникум, 1967 г. Шланговщик, помощник машиниста насосной установки, ма­ шинист 5 разряда, сливщик-наливщик, машинист шлангую­ щих устройств, мастер по наливу танкеров, механик мола, старший инженер, начальник приемо-сдаточного цеха Ново­ российской нефтебазы «Шесхарис» АО «Черномортранснефть» (1958 — наст. время).

518

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный работник Минтопэнерго РФ.

Шохин Ефим Александрович (1935 г. рожд.)

Тюменский индустриальный институт, 1979 г.

Оцератор по исследованию скважин НПУ «Юганскнефть» (1968—1970); оператор, старший инженер, геолог, старший технолог НГДУ «Нижневартовскнефть» (1970—1987); стар­ ший инженер, начальник смены Центральной инженернотехнологической службы, мастер по добыче нефти и газа АООТ «Черногорнефть» (1987 — наст. время).

Имеет отраслевые награды.

Шпотаковский Михаил Никифорович (1922—1994 гг.)

Московский нефтяной институт, 1945 г.

Инженер, старший инженер, руководитель группы, главный инженер проекта Крымского филиала треста «Нефтепроводопроект», экспедиции № 2, института «Гипротранснефть» (1945—1954); главный инженер проекта Ленинградского фи­ лиала Гипротрубопровод (1954—1958); начальник нефтяного отдела Гипроспецгаза (1958—1965); главный инженер Ди­ рекции строящихся газопроводов (1965—1968); главный инженер, директор Гипротрубопровод (1968—1983); заведу­ ющий сектором, старш. научный сотрудник ВНИИЭгазпром (1983—1994).

Имеет медали СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Почет­ ный работник газовой промышленности.

Штамбург Валентин Федорович (1906—1990 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1936 г., канд. техн. наук.

Участник Великой Отечественной войны.

Трудовую деятельность начал в 1928 г. старшим мастером союза горняков. Техник, инженер, старш. научный сотрудник, начальник лаборатории труб АзНИИ (1936—1941); началь­ ник сектора по трубам АзНИИ, начальник Специального конструкторского бюро по трубам Миннефтепрома СССР в Баку (1944—1947); директор Иркутского филиала Гипронефтемаш (1954—1958); зам. директора КуйбышевНИИНП (1958—1961); начальник отдела труб ВНИИБТ (1961 — 1969);

33»

519

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зам. директора ВНИИТнефть (1969—1974). Один из созда­ телей труб с приваренными замками, бурильных труб из алюминиевых сплавов.

Имеет боевые награды, ордена и медали СССР, отраслевые награды, лауреат Государственной премии.

Штомпель Илья Гаврилович (1926 г. рожд.)

Ростовский автотранспортный техникум, 1969 г. Участник Великой Отечественной войны.

Шофер, техник по эксплуатации, механик, начальник гаража автотранспортного комбината объединения «Краснодарнефтегаз» (1951 —1968); директор автотранспортного комбината НГДУ «Приазовнефть» (1968—1974); начальник Славянско­ го управления технологического транспорта АООТ «Краснодарнефтегаз» (1974—1995).

Имеет боевые награды, в том числе орден Боевого Красного Знамени КНР, ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Штофф Пинхоз Моисеевич (1926—1995 гг.)

Всесоюзный заочный нефтяной техникум, 1966 г.

Старший товаровед Брянского управления Главнефтесбыта (1947—1954); директор Брянской нефтебазы (1954—1964); начальник раздаточного блока Главнефтеснаба (1964—1965); начальник нефтеперекачивающей станции «Стальной конь» Брянского районного нефтепроводного управления (1965— 1968); зам. начальника, зам. генерального директора Объе­ динения магистральных нефтепроводов Западной и СевероЗападной Сибири, АО «Сибнефтепровод» (1968—1995).

Имеет орден и медали СССР, бронзовую медаль ВДНХ, от­ раслевые награды.

Шубенков Василий Федорович (1937 г. рожд.)

Октябрьский нефтяной техникум, 1966 г.

Электромонтер, мастер, начальник цеха НПУ «Шаимнефть» (1966—1977); диспетчер, мастер, старший мастер сетевого района № 3 УРС ПО «Урайэнергонефть» (1977 —наст. вре­ мя).

Шубин Юрий Петрович (1933 г. рожд.)

Московский авиационный технологический институт, 1958 г. Главный специалист (главный энергетик, главный технолог)

520

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Главнефтемашремонта Миннефтепрома СССР (1966—1975); начальник отдела ВО «Союзнефтемашремонт» (1975—1986); главный специалист, зам. начальника отдела концерна «Нефтегазмаш» (1986—1994).

Имеет отраслевые награды, медали ВДНХ, лауреат премии Совета Министров СССР.

Шубин Виктор Иванович (1941 г. рожд.)

Куйбышевский политехнический институт, 1967 г., Куйбы­ шевский плановый институт, 1980 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар­ ший инженер, начальник партии № 4 (1956—1976); главный инженер геологоразведочной конторы объединения «Куйбышевнефть» — АООТ «Самаранефтегаз» (1976 —наст. вре­ мя).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ.

Шувалов Иван Филиппович (1926 г. рожд.)

Московский институт повышения квалификации, 1969 г. Старший инженер автотранспортной конторы треста «Печорнефтегазразведка» (1963—1965); производитель работ, заве­ дующий площадкой, мастер, прораб, начальник участка НГРЭ ПГО «Ухтанефтегазгеология» — АООТ «Усинскгеонефть» (1965—1996).

Имеет отраслевые награды.

Шулдеев Марат Павлович (1933 г. рожд.)

Казанский государственный университет, 1955 г.

Техник, инженер, технический руководитель электроразведочны.х партий Ухтинского геофизического треста, старший геофизик, ведущий инженер ОМЭ ГГП «Печорагеофизика»

(1955—1995).

Имеет отраслевые награды.

Шульга Николай Андреевич (1944 г. рожд.)

Дрогобычский нефтяной техникум, 1990 г Оператор по добыче нефти и газа НГДУ «Речицанефть»

(1967-1987); работа во Вьетнаме (1987-1989); мастер под­ земного и капитального ремонта скважин НГДУ «Речица­ нефть» объединения «Белоруснефть» (1989 —наст. время). Имеет ордена СССР, отраслевые награды.

521

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Шумилов Петр Павлович (1901 1942 гг.)

Московский Государственный университет, 1928 г. Руководитель сектора бурения Государственного исследова­ тельского нефтяного института (ГИНИ) (1927—1930); до­ цент кафедры нефтепромысловой механики Московского нефтяного института (1930—1934); руководитель экспери­ ментальной конторы турбинного бурения (ЭКТБ) объедине­ ния «Азнефть» (1934—1942). Трагически погиб в 1942 г. Провел всесторонний анализ работы первого советского тур­ бобура, пришел к принципиально новому в машиностроении решению — идее применения многоступенчатой оксиальной турбины. На основании его теоретических исследований был разработан, изготовлен безредукторный турбобур с много­ ступенчатой осевой гидравлической турбиной. Под руковод­ ством П. П. Шумилова создана техника турбинного бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин. Автор ря­ да книг, в частности «Теоретические основы турбинного бу­ рения».

Награжден орденом Ленина, трижды удостоен Государствен­ ной премии: за создание многоступенчатого безредукторного турбобура и два раза посмертно за разработку метода на­ клонного бурения скважин и за создание нового вооружения.

Щавелев Николай Леонтьевич (1931 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1954 г., Москов­ ский нефтяной институт, 1961 г.

Инженер, начальник участка, главный инженер Кинель-Чер- касской конторы бурения, конторы разведочного бурения №4 треста «Куйбышевнефтеразведка» (1954—1960); старший инженер-технолог Куйбышевского СНХ, старший научный сотрудник, главный инженер проекта, руководитель сектора, лаборатории КуйбышевНИИ НП (1960—1966); начальник отдела бурения объединения «Тюменнефтегаз», зам. управ­ ляющего трестом «Сургутбурнефть», начальник отдела За­ падно-Сибирского объединения буровых работ Главтюменнефтегаза (1966—1977); зам. начальника управления АО (ПО) «Сургутнефтегаз» (1977 —наст. время).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды.

Щегровский Николай Николаевич (1929 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1955 г.

В нефтяной промышленности начал работать с 1949 г. Бу-

522

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

рильщик, буровой мастер Отрадненского управления буро­ вых работ объединения «Куйбышевнефть» (1959—1988). Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Щелканов Михаил Николаевич (1937 г. рожд.)

Электромонтер энергоцеха НПУ «Шаимнефть» (1965—1977); электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудо­ вания сетевого района № 2 УРС ПО «Урайэнергонефть» (1977 — наст. время).

Имеет орден и медаль СССР.

Щелкачев Владимир Николаевич (1907 г. рожд.)

Московский Государственный университет, 1928 г., докт. техн. наук, профессор, Почетный академик Российской ака­ демии естественных наук.

Лаборант, доцент Грозненского нефтяного института, ГрозНИИ (1928—1939, 1941 — 1944); заведующий кафедрой тео­ ретической механики Днепропетровского университета (1939—1941); работа в Наркомнефти (1944—1946); заведу­ ющий кафедрой Московского нефтяного института, в настоя­ щее время Государственная академия нефти и газа (1946 — наст. время).

Награжден орденами и медалями СССР, в том числе орде­ ном Ленина, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР.

Щербатов Валентин Петрович (1935 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1971 г.

Машинист насосной станции цеха поддержания пластового давления (ППД) НПУ «Бугульманефть», механик, зам. на­ чальника, начальник цеха ППД, начальник цеха подготовки и перекачки нефти, начальник Районной инженерно-техноло­ гической службы, начальник цеха подземного и капитального ремонта скважин, начальник прокатно-ремонтного цеха НГДУ (НПУ) «Азнакаевскнефть» объединения «Татнефть» (1956—1975); главный инженер НГДУ «Речицанефть» объ­ единения «Белоруснефть» (1975 —наст. время).

Имеет орден, медаль СССР, отраслевые награды.

Щербанин Алексей Алексеевич (1928 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1951 г., канд. техн. наук. Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, стар-

523

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ший инженер ПТО, начальник ПТО конторы бурения треста «Туймазабурнефть» (1952—1958); старший инженер — и.о. начальника цеха НПУ «Арланнефть» (1958—1959); началь­ ник ПТО, главный механик, главный инженер конторы бу­ рения № 3 треста «Туймазабурнефть» (1959—1970); главный инженер треста «Башвостокнефтеразведка» (1970); главный инженер, начальник Бирского УБР (1970—1988).

Имеет ордена и медаль СССР, отраслевые награды.

Щербань Николай Андреевич (1926 г. рожд.)

Львовский политехнический институт, 1959 г.

Помощник бурильщика Ново-Троицкой конторы бурения треста «Краснодарнефтегазразведка», буровой мастер Севе- ро-Донецкой ГРП, Пирятинской конторы треста «Черниговнефтегазразведка», начальник цеха бурения Прилукского промысла, главный инженер—директор Прилукской конто­ ры бурения объединения «Черниговнефтегаз» (1953—1968); начальник Рязанской нефтеразведочной экспедиции, зам. главного инженера — начальник участка треста «Гидромон­ таж» (1968—1971); старший инженер, ведущий инженер Управления охраны труда и техники безопасности Миннефтепрома (1971—1989); инженер Военизированной части по педупреждению и ликвидации фонтанов Украинского про­ мышленного района (1989—1991).

Имеет орден СССР и отраслевые награды.

Щербина Вильям Дмитриевич (1931 — 1970 гг.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Коллектор, техник-геолог, лаборант-геолог, старший геолог Шалашинской, Чернушинской, Гожано-Быркинской нефте­ разведок (1955—1960); главный геолог КРБ-1 (1960—1963); главный геолог треста «Пермвостокнефтегазразведка» (1963—1970); главный геолог —зам. начальника УБР объ­ единения «Пермнефть». Трагически погиб при исполнении служебных обязанностей.

Щербина Петр Александрович (1946 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1969 г.

Бурильщик, буровой мастер Северо-Сахалинского, Березов­ ского, Паромайского УБР, начальник смены, начальник Цен­ тральной инженерно-диспетчерской службы Ногликского

524

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УБР объединения «Сахалиннефть» (1969—1980); старший инженер, зам. начальника отдела треста «Арктикморнефтегазразведка», зам. начальника Центральной инженерно-тех­ нологической службы, начальник смены, начальник плавучей буровой установки бурового судна «В. Муравленко», началь­ ник полупогружной буровой установки «Шельф-10» Государ­ ственного предприятия — компании «Арктикморнефтегазразведка» Минтопэнерго РФ (1980—1994); зам. начальника Управления геологии и разработки месторождений АО «Росшельф» (1994 — наст. время).

Щербюк Николай Давыдович (1923 г. рожд.)

Московский машиностроительный институт, 1950 г., доктор технических наук, профессор.

Инженер-технолог, старший инженер технологического бюро завода «Манометр» Минприбора (1946—1950); начальник электромеханической лаборатории СКБ Миннефтепрома

СССР (1950—1953); заведующий лабораторией ВНИИБТ (1953 —наст. время). Участник ВОВ.

Имеет орден Отечественной войны II степени, медали СССР

(среди них за боевые заслуги 8) и отраслевые награды. По­ четный нефтяник. Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, изобретатель СССР.

Эдельман Яков Александрович (1926—1993 гг.)

Московский нефтяной институт, 1949 г., доктор технических наук.

Инженер СКБ-2 Миннефтепрома СССР (1949—1953); с мо-

. мента образования ВНИИБТ и до конца своей жизни рабо­ тал в институте старшим инженером, главным инженером проектов, заведующим лаборатории, ведущим научным со­ трудником ВНИИБТ (1953—1993).

Имеет отраслевые награды, 11 медалей ВДНХ СССР, в том числе 3 золотые. Заслуженный изобретатель РСФСР.

Эйгенсон Александр Генрихович (1914—1979 гг.)

Азербайджанский индустриальный институт, 1938 г. Старший инженер, начальник цеха бурения, главный инже­ нер геологоразведочной конторы бурения на предприятиях «Пермнефть» (1938—1947); начальник отдела, главный ин-

525

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

женер конторы бурения, треста на предприятиях «Башнефть» (1947—1956); главный инженер Управления Главгаза СССР,

управляющий трестом «Татнефтеразведка» (1957—1967); зам. начальника Главного управления по бурению Миннеф­ тепрома СССР (1967—1979).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР, Заслуженный деятель науки и техники.

Эстатов Сурен Петрович (1893—1985 гг.)

Инженер на предприятиях Грознефти (1920—1938); старший инженер Наркомтяжпрома, Наркомтопа, Наркомнефти (1938—1945); начальник отдела, зам. начальника Управле­ ния рабочих кадров, труда и зарплаты Миннефтепрома СССР

(1953—1957).

Награжден орденом Ленина и медалями СССР.

Югай Рэм Сергеевич (1932 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1955 г.

Бурильщик, буровой мастер, старший инженер, начальник производственного отдела (1955—1968), главный инженер Полазненского УБР (1968—1970); начальник ПТО объеди­ няя «Пермнефть» (1970—1994).

Имеет медали СССР.

Юдин Владимир Михайлович (1937 г. рожд.)

Казанский государственный университет, 1959 г., канд. гео­ лого-минералогических наук.

Оператор, геолог, старший геолог, зам. начальника цеха, на­ чальник геологического отдела НПУ «Альметьевнефть», глав­ ный геолог НПУ «Джалильнефть» объединения «Татнефть» (1959—1977); зам. начальника, начальник Управления раз­ работки нефтяных месторождений, член коллегии, зам. Мини­ стра Миннефтепрома СССР (1977—1987); начальник Отдела топливной промышленности Госплана СССР (1987—1991); начальник Департамента топливной промышленности Мин­ экономики и прогнозирования (1991—наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, Заслуженный гео­ лог РСФСР.

526

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Юдин Георгий Михайлович (1926—1990 гг.)

Сызранский горно-нефтяной техникум, 1946 г.

Инженер по добыче газа треста «Укргаз», старший инженер, старший оператор Губинского нефтепромысла треста «Сызраньнефть», горно-технический инспектор Нижневолжской государственной горно-технической инспекции, начальник партии, мл. научный сотрудник ВНИИнефтегаза (1946— 1965); старший инженер, председатель месткома Миннефтепрома, зам. начальника ВО «Зарубежнефть» (1965—1986). Имеет отраслевые награды.

Юдин Евгений Яковлевич (1918 г. рожд.)

Московский горный институт, 1941 г.

Начальник участка, главный инженер, начальник нефтешахты № 1 Ухтинского комбината (1941—1949); зам. главного инженера, начальник Ухтинского комбината (1949—1958); зам. председателя Коми СНХ (1958—1962); зам. начальника Управления нефтяной и газовой промышленности ВСНХ, Госплана СССР (1962—1987); старший научный сотрудник Госплана СССР (1987—1994).

Имеет ордена и медали СССР и отраслевые награды, Почет­ ный нефтяник, Заслуженный деятель науки и техники Коми АССР, дважды лауреат Государственной премии СССР.

Юдилевич Самуил Иосифович (1923 г. рожд.)

Грозненский нефтяной институт, 1951 г.

Инженер, и.о. главного инженера проекта конторы «Эмбанефтепроект», главный инженер проекта, начальник отдела Гипроказнефть, главный инженер, и.о. директора Дирекции строящихся предприятий объединения «Казахстаннефть», «Мангышлакнефть», директор Дирекции строящегося нефте­ провода Узень—Кульсары—Куйбышев Главтранснефти Миннефтепрома СССР (1953—1973); зам. начальника, начальник Управления по комплектованию оборудованием Миннефтепрома (1973—1986).

Имеет орден и медали СССР, отраслевые награды, Почетный нефтяник.

Юрчик Николай Владимирович (1938 г. рожд.)

Помощник бурильщика Нефтекумского УБР (1967—1975); загранкомандировка (1975-1978); респираторщик, коман-

527

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

дир отделения, старшина Ставропольского военизированно­ го отряда (1978 — наст. время).

Имеет медаль СССР.

Юрчук Иван Михайлович (1931 — 1969 гг.)

Львовский политехнический институт, 1955 г.

Инженер геолог, старший геолог, зам. начальника Куединской, Долгановской, Бородулинской нефтеразведок (1955— 1960); главный геолог КРБ треста «Пермнефтеразведка» (1960—1963); старший геолог Полиганской конторы бурения треста «Прикарпатнефть» (1963—1964); главный геолог КРБ-7 (1964—1965); главный геолог треста «Пермнефтераз­ ведка» (1965—1969).

Трагически погиб при исполнении служебных обязанностей.

Явцев Анатолий Яковлевич (1928 г. рожд.)

Куйбышевский индустриальный институт, 1952 г. Начальник участка, главный инженер, директор конторы бу­ рения объединения «Куйбышевнефть» (1952—1969); началь­ ник экспедиции глубокого бурения, зам. начальника объеди­ нения «Оренбурггазпром» (1969—1974); заведующий лабо­ раторией технологии бурения ВНИИгаз (1974—1978); дирек­ тор конторы капитального ремонта скважин; работа в Румы­ нии; в наст. время работает в системе «Оренбурггазпром». Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды.

Яковлева Раиса Ивановна (1940 г. рожд.)

Машинист насосных установок, оператор товарной линейной производственно-диспетчерской станции «Лопатино» Куйбышовского управления нефтепровода «Дружба» (1964 —наст.

время).

Имеет ордена и медали СССР.

Якупов Фазыл Муфаздалович (1934 г. рожд.)

Московский нефтяной институт, 1964 г.

Оператор, геолог, старший геолог нефтепромысла, начальник отдела, главный геолог НГДУ «Туймазанефть» (1957 —наст. время).

Имеет отраслевые награды, Заслуженный геолог Башкирии.

528

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Якушева Наталия Викторовна (1912—1992 гг.)

Московский нефтяной институт, 1936 г.

Инженер, старший инженер предприятий Главнефтепереработки, председатель месткома Наркомнефти, зам. управляю­ щего трестом «Нефтемашзаводы» (1936—1949); директор Центральных курсов усовершенствования инженерно-техни­ ческих кадров (1949—1956); директор научно-технической библиотеки Миннефтепрома СССР, зам. директора Государ­ ственного НИИ научно-технической информации, зам. пред­ седателя Центрального правления научно-технического обще­ ства работников нефтяной и газовой промышленности (1956—1973).

Награждена орденами и медалями СССР, Почетный нефтя­ ник.

Ялымов Валентин Михайлович (1931 г. рожд.)

Свердловский горный институт, 1954 г.

Помощник бурового мастера в Фроловской КБР, главный инженер КБР № 2, зам. генерального директора ПО «Нижневолжскнефть» (1954—1994).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник Минтопэнерго РФ, Почетный нефтяник.

Ямаев Самархан Ризатдинович (1937 г. рожд.)

Оператор, машинист подъемника, оператор по добыче нефти НГДУ «Шаимнефть» (1966—1995).

Имеет медаль СССР, отраслевые награды.

Янтцен Борис Фрицевич (1912—1988 г.)

Балашихинский нефтяной техникум, 1933 г., Плановый ин­

ститут, 1967 г., канд. техн. наук.

Старший инженер-экономист, начальник планового отдела конторы бурения треста в Кара-Чухур, треста «Азизбековнефть» объединения «Азнефть» (1935-1941); старший эко­ номист треста «Кинельнефть», начальник отдела конторы турбинного бурения треста «Ставропольнефть», начальник отдела треста «Первомайнефть» объединения «Куйбышевнефть» (1942-1961); заведующий лабораторией экономиче­ ских исследований ВНИИТнефть (КуйбышевНИИНП) (1961—1981).

Имеет медали СССР, отраслевые награды.

529

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Яржембович Станислав Карлович (1935 г. рожд.)

Всесоюзный заочный политехнический институт, 1965 г. Техник-геолог, оператор подземного ремонта скважин, по­ мощник бурильщика, геолог, старший геолог, зам. началь­ ника геологического отдела, главный геолог Отделения буро­ вых работ, главный геолог нефтеразведки № 1 Отделения буровых работ АО «Краснодарнефтегаз» (1956 — наст. вре­ мя).

Яскин Леонид Иванович (1940 г. рожд.)

Уфимский нефтяной институт, 1965 г.

Оператор по добыче нефти НПУ «Бавлынефть», слесарь НПУ «Альметьевскнефть» (1957—1965); старший механик, начальник газокомпрессорной установки (1965—1969); глав­ ный инженер, начальник управления «Пермнефтегаз» (1969— 1984); зам. генерального директора объединения «Пермнефть» (1984—1995); зам. генерального директора АО«Пермнефть» (1995 — наст. время).

Имеет орден СССР, отраслевые награды, лауреат премии Совета Министров СССР, Почетный нефтяник.

Яцкевич Петр Николаевич (1929 г. рожд.)

Ишимбайский нефтяной техникум, 1949 г.

Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер треста «Башзападнефтеразведка» (1949—1964); инженер, начальник ПТО Геологопоисковой конторы (1964—1971); начальник Кунгурского УБР объединения «Пермнефть» (1971—1991). Имеет ордена СССР, отраслевые награды, Заслуженный ра­ ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.

Яшуков Анатолий Степанович (1936 г. рожд.)

Московский Государственный университет, 1958 г. Техник-оператор, инженер-геофизик, старший геофизик неф­ теразведочной, геофизической экспедиций, старший геофизик камеральной партии, главный геолог, зам. главного геолога АООТ «Ямалгеофизика» (1958 —наст. время).

Имеет ордена и медали СССР, отраслевые награды, Заслу­ женный геолог РСФСР.

530

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.Состав, классификация затрат и структура себестоимости продукции

Себестоимость продукции (работ, услуг) представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе производства продукции

(работ, услуг) природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии,

основных фондов, трудовых ресурсов, а также других затрат на ее производство и реализацию.

В себестоимость продукции (работ, услуг) включаются:

затраты, непосредственно связанные с производством продукции

(работ, услуг), обусловленные технологией и организацией производства,

включая расходы по контролю производственных процессов и качества выпускаемой продукции;

затраты, связанные с использованием природного сырья (затраты на рекультивацию земель, плата за воду, забираемую промышленными предприятиями из водохозяйственных систем и др.);

затраты на подготовку и освоение производства, в том числе затраты по подготовительным работам в добывающих отраслях, затраты на освоение новых предприятий, производств, цехов и агрегатов (пусковые расходы) и

другие;

затраты некапитального характера, связанные с совершенствованием технологии и организации производства, а также с улучшением качества продукции, повышением ее надежности, долговечности и других эксплуатационных свойств, осуществляемыми в ходе производственного процесса;

затраты на обслуживание производственного процесса (по обеспечению производства сырьем, материалами, топливом, инструментом,

приспособлениями и другими средствами и предметами труда; по поддержанию основных производственных фондов в рабочем состоянии -

расходы на технический осмотр и уход, на проведение текущего и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

капитального ремонтов; по обеспечению выполнения санитарно-

гигиенических требований, противопожарной и сторожевой охраны и др.);

затраты, связанные с проведением опытно-экспериментальных работ,

изготовлением и испытанием моделей и образцов по изобретениям и рационализаторским предложениям, организацией выставок, смотров,

конкурсов и т.п.);

затраты по обеспечению нормальных условий труда и техники безопасности;

текущие затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией фондов природоохранного назначения;

затраты, связанные с управлением производства (содержание работников аппарата управления предприятия и его структурных подразделений, материально-техническое и транспортное обслуживание их деятельности; затраты на командировки, связанные с производственной деятельностью; содержание и обслуживание технических средств управления:

вычислительных центров, узлов связи, средств сигнализации, других технических средств управления; оплата консультационных,

информационных и аудиторских услуг; представительские расходы,

связанные с коммерческой деятельностью и др;

затраты, связанные с подготовкой и переподготовкой кадров;

отчисления на государственное социальное страхование и пенсионное обеспечение, в государственный фонд занятости населения от расходов на оплату труда работников, занятых в производстве;

отчисления по обязательному медицинскому страхованию;

отчисления в социальные отраслевые и межотраслевые

внебюджетные фонды, производимые в соответствии с законодательством;

затраты, связанные со сбытом продукции (упаковка, хранение,

транспортировки, погрузочно-разгрузочные работы и т.п.);

затраты на воспроизводство основных производственных фондов,

включаемые в себестоимость продукции (работ, услуг) в форме

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

амортизационных отчислений на полное восстановление от стоимости основных фондов;

прочие расходы.

Затраты, образующие себестоимость продукции (работ, услуг),

группируются в соответствии с их экономическим содержанием по следующим элементам:

материальные затраты (за вычетом стоимости возвратных отходов);

затраты на оплату труда;

отчисления на социальные нужды;

амортизация основных фондов;

прочие затраты.

В элементе “материальные затраты” отражается стоимость:

приобретенных со стороны материалов, которые входят в состав вырабатываемой продукции, образуя ее основу, или являются необходимым компонентом при изготовлении продукции (проведении работ, оказании услуг);

покупных материалов, используемых в процессе производства продукции (работ, услуг) для обеспечения нормального технологического процесса;

покупных комплектующих изделий и полуфабрикатов,

подвергающихся в дальнейшем монтажу или дополнительной обработке на

данном предприятии;

природного сырья (отчисления на воспроизводство минерально-

сырьевой базы, на рекультивацию земель, плата за воду и т.п.);

приобретаемого со стороны топлива всех видов, расходуемого на технологические цели, выработку всех видов энергии, отопление зданий и т.п.;

покупной энергии всех видов, расходуемой на технологические,

энергетические, двигательные и другие производственные и хозяйственные

нужды предприятия.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Стоимость материальных ресурсов формируется исходя из цен их приобретения (без учета налога на добавленную стоимость), наценок

(надбавок), комиссионных вознаграждений и т.п.

Из затрат на материальные ресурсы, включаемые в себестоимость продукции, исключается стоимость возвратных отходов.

Вэлементе “Затраты на оплату труда” отражаются затраты на оплату труда основного производственного персонала предприятия, включая премии рабочим и служащим за производственные результаты, стимулирующие и компенсирующие выплаты.

Вэлементе “Отчисления на социальные нужды” отражаются обязательные отчисления по установленным законодательством нормам органам государственного страхования, в Пенсионный фонд, в

государственный фонд занятости и медицинского страхования от затрат на оплату труда работников.

Вэлементе “Амортизация основных фондов” отражается сумма амортизационных отчислений на полное восстановление основных производственных фондов, исчисленная исходя из их балансовой стоимости и утвержденных в установленном порядке норм, включая и ускоренную амортизацию их активной части.

К элементу “Прочие затраты” в составе себестоимости продукции

(работ, услуг) относятся налоги, сборы, отчисления в социальные внебюджетные фонды, затраты на командировки, затраты на организованный набор работников, оплата услуг связи, вычислительных центров и др.

Затраты, связанные с производством и реализацией продукции (работ,

услуг), при планировании, учете и калькулировании себестоимости группируются по статьям затрат.

Перечень статей затрат, их состав и методы распределения по видам продукции (работ, услуг) определяются отраслевыми методическими рекомендациями по вопросам планирования, учета и калькулирования себестоимости с учетом характера и структуры производства.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По способу перенесения на себестоимость продукции все затраты делятся на прямые и косвенные. Прямые - это затраты, которые можно непосредственно отнести на себестоимость продукции того или иного вида -

стоимость обсадных труб, амортизация бурового оборудования и скважин и т.п., или это затраты, необходимые для работы данной технологической установки - на сырье, материалы, энергетические затраты, амортизация оборудования, заработная плата основного промышленно-производственного персонала. В нефтегазодобывающей промышленности затраты большей частью относятся к прямым.

В отличие от прямых косвенные расходы связаны со всей деятельностью цеха или предприятия в целом и поэтому распределяются между всеми видами продукции на основе определенного условного признака, характерного для данного производства. В нефтепереработке косвенные затраты возникают в других подразделениях и относятся на процесс пропорционально прямым затратам за вычетом стоимости сырья, реагентов, катализаторов.

По экономической роли в процессе производства различают затраты основные и накладные. Основные затраты непосредственно связаны с осуществлением технологического процесса и включают затраты сырья,

материалов, топлива и энергии, потребленных в процессе производства,

амортизацию основных фондов, а также зарплату производственных рабочих.

Эти затраты образуют вещественную основу производимой продукции.

Накладные расходы - это расходы по управлению и обслуживанию производства. К ним относятся цеховые, общепромысловые (общезаводские),

прочие производственные и внепроизводственные расходы.

По характеру связи с объемом производства различают расходы условно-переменные и условно-постоянные. Условно-переменные

изменяются пропорционально изменениям объема производства, но их уровень на единицу продукции остается почти неизменным. К ним относятся затраты на сырье, материалы, топливо, энергию. Условно-постоянные

расходы, наоборот, при изменении объема производства остаются почти

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

неизменными, а их уровень на единицу продукции изменяется. К ним относятся амортизационные отчисления, содержание аппарата цеха,

общепромысловые (общезаводские) расходы и другие расходы.

По месту формирования различают себестоимость цеховую,

производственную (заводскую), полную и отраслевую. Цеховая

себестоимость представляет собой затраты цеха, связанные с производством продукции или осуществлением работы. Производственная себестоимость включает, помимо затрат цехов, общепроизводственные затраты. Полная

себестоимость слагается из производственно себестоимости и внепроизводственных расходов, связанных, в основном, с реализацией продукции. Отраслевая себестоимость характеризует средневзвешенное значение индивидуальных затрат предприятий данной отрасли.

В зависимости от времени возникновения и списания на производство

различают затраты текущего периода и затраты будущих периодов.

Под структурой себестоимости принято понимать отношение отдельных элементов затрат к их общей сумме. Знание структуры себестоимости важно для нахождения рациональных путей ее снижения.

Структура себестоимости продукции определяется технико-экономическими особенностями отрасли, географическим размещением предприятий,

размерами предприятий, уровнем развития техники и технологии.

Исходя из доли отдельных элементов затрат в их общем объеме, можно выделить следующие группы отраслей промышленности:

Первая группа - трудоемкие отрасли, где наибольший удельный вес в структуре затрат занимает заработная плата с отчислениями на социальное страхование. К таким отраслям относятся угольная, торфяная и др.

Вторая группа - материалоемкие отрасли. В структуре затрат этих отраслей наибольший удельный вес занимают сырье и материалы. К ним можно отнести нефтеперерабатывающую, нефтехимическую промышленность и др.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Третья группа - энергоемкие отрасли. В структуре затрат этих отраслей наибольший удельный вес приходится на энергетические затраты. К

ним можно отнести цветную металлургию и ряд отраслей химического производства.

Четвертая группа - капиталоемкие (фондоемкие) отрасли, где в структуре затрат наибольший удельный вес занимает амортизация. К таким отраслям относятся нефтедобывающая, газовая, гидроэнергетика и др.

Пятая группа включает отрасли со смешанным производством. В

структуре затрат этих отраслей значительная доля приходится на сырье,

материалы и заработную плату. К ним относятся машиностроение, черная металлургия и др. Так, удельный вес затрат на сырье и материалы таких отраслей составляет свыше 65%, а заработная плата с отчислениями - свыше

15%.

2. Себестоимость нефтегазоразведочных работ

Себестоимость геологоразведочных работ и продукции - это непосредственные издержки разведочных предприятий на выполнение работ

(производство продукции), выраженные в денежной форме.

Различают сметную стоимость, плановую себестоимость и фактическую себестоимость геологоразведочных работ.

Сметная стоимость рассчитывается на основе технического проекта по действующим нормам и расценкам. По сметной стоимости устанавливается программа геологоразведочного производства, определяются исходные данные для расчета многих технико-экономических показателей,

характеризующих производственно-хозяйственную деятельность разведочных предприятий (производительность труда, использование основных и оборотных фондов и т.п.).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Плановая себестоимость меньше сметной стоимости на сумму плановых накоплений и величину планового снижения затрат на производство

геологоразведочных работ в данный период.

Фактическая себестоимость характеризует фактические затраты

геологоразведочного предприятия на производство заданного объема работ.

К затратам, включаемым в себестоимость нефтегазоразведочных работ,

относятся: заработная плата производственных рабочих и инженерно-

технических работников и начисления на нее; полевое довольствие; стоимость материалов и электроэнергии; амортизация основных средств; износ малоценных и быстроизнашивающихся предметов; услуги собственных подсобно-вспомогательных производств и со стороны; расходы по производственному транспорту; затраты по управлению и обслуживанию

производства.

Себестоимость геологоразведочных работ складывается по отдельным видам геологоразведочного процесса - геологической съемке, геофизическим работам, глубокого (поискового и разведочного) бурения на нефть и газ.

Затраты на выполнение каждого вида работ в свою очередь суммируются из

себестоимости видов работ.

Себестоимость геологоразведочных работ складывается как под воздействием качества работы нефтегазоразведочных предприятий, так и в зависимости от географического размещения района работ и его горно-

геологических условий.

Состав и структура себестоимости неодинаковы для различных видов геологоразведочных работ на нефть и газ. Так, структура себестоимости геологопоисковых методов существенно отличается от структуры

себестоимости глубокого разведочного бурения.

Рост технической вооруженности, применение более совершенной и,

следовательно, более дорогостоящей аппаратуры определяют значительный

удельный вес в структуре себестоимости геологоразведочных

работ

амортизационных отчислений.

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В издержках геологоразведочных предприятий заметное место принадлежит затратам на материалы и электроэнергию.

Особое место в структуре себестоимости геологоразведочных работ занимают транспортные расходы, удельный вес которых возрастает в связи с освоением новых, труднодоступных территорий.

Глубокое разведочное бурение - наиболее дорогой вид геологоразведочных работ на нефть и газ. В разведочном бурении принято деление затрат на зависимые от времени бурения и от объема бурения, а

точнее, от глубины скважины.

Себестоимость буровых работ в значительной степени зависит от природных факторов. На ее уровень влияют глубина бурения, геологические условия, район проведения работ, цель бурения и др. Усложнение природно-

географических и климатических условий бурения ведет к удорожанию подготовительных и строительно-монтажных работ, а также транспортных расходов.

Под факторами, оказывающими воздействие на уровень себестоимости,

следует понимать технико-технологические и экономические обстоятельства,

а также реальные условия выполнения работ, которые формируют изменения расходов на производство геологоразведочных работ и выполнение геологических заданий.

К основным факторам, оказывающим существенное влияние на себестоимость геологоразведочных работ, относятся:

внедрение новых и модернизация действующих производственных фондов, а также прогрессивной технологии бурения скважин, создание и внедрение более стойких долот, применение буровых установок нормального ряда в соответствии с геологическими и природными условиями;

строгое соблюдение установленной последовательности производства геологоразведочных работ по стадиям и подстадиям.

Исключение каких-либо стадий или подстадий из общей схемы

геологоразведочного процесса допустимо лишь в отдельных случаях в связи с

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

особыми природными условиями объекта. При соблюдении установленной стадийности исключается проведение более дорогих детальных исследований в тех случаях, когда объект не получил положительную оценку на предшествующей стадии;

нужно обоснованная методика производства геологоразведочных работ, от выбора которой зависят и геологические результаты и размеры затрат;

повышение качества выполнения геологического задания, укрепление технологической дисциплины и установление строгого контроля за качеством;

повышение качества проектирования геологоразведочных работ, в

проектах должны обосновываться наиболее экономичные варианты,

позволяющие выполнять геологическое задание с наименьшими трудовыми и

материальными затратами;

сдвиги в территориальном размещении геологоразведочных работ;

улучшение организации снабжения геологоразведочных предприятий;

изменение природных условий;

изменение уровня цен на материальные ресурсы и уровня заработной

платы.

3. Себестоимость буровых работ

Формирование себестоимости строительства скважин отражает весь комплекс буровых работ. Это ряд последовательных этапов нарастания затрат,

каждый из которых соответствует очередной стадии сооружения скважин.

Первый этап объединяет затраты на подготовительные работы к строительству скважин. Второй этап связан со строительством вышки и привышечных сооружений и монтажом бурового оборудования. Третий этап

объединяет затраты на проходку ствола скважины, которые изменяются в широких пределах в зависимости от глубины скважины, условий проходки и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

т.п. Четвертый этап охватывает затраты на разобщение пластов (крепление и цементирование скважины). Пятый этап связан с испытанием на приток нефти и газа. Пределы колебаний этих затрат также значительны в зависимости от числа опробуемых объектов, методов испытаний и других факторов. Шестой этап охватывает затраты по демонтажу оборудования и вышки.

В бурении аналогично геологоразведочным работам различают сметную стоимость строительства скважины, плановую сметную стоимость метра проходки и фактическую себестоимость метра проходки.

Для определения сметной стоимости скважины рассчитывают шесть сметно-финансовых расчетов и общую смету. Плановая сметная стоимость метра проходки рассчитывается корректированием сметной стоимости на коэффициенты изменения скорости бурения и глубины скважины.

Себестоимость строительства скважин меньше их сметной стоимости на величину плановых накоплений и установленного задания по получению прибыли сверх норматива плановых накоплений.

Себестоимость буровых работ складывается при ряде особенностей бурения скважин:

разнотипности скважины

различий состава работ и затрат на разных стадиях строительства скважин

изменений условий бурения по мере углубления скважины

подвижности фронта бурения.

На уровень и структуру себестоимости строительства скважины одновременно влияет сложный комплекс факторов - геологические и экономико-географические условия, технический и организационный уровень производства работ.

К экономико-географическим условиям, влияющим на технико-

экономические показатели буровых работ, относятся рельеф, климат,

водохозяйственные условия, обжитость районов, плотность населения,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

транспортная освоенность, снабжение энергией и т.п. Рельеф местности,

например, определяет объем дорожного строительства и подготовительных работ, условия эксплуатации дорожных и транспортных средств, выбор метода сооружения буровых и вида бурения.

В этих условиях основой учета себестоимости выступает отдельная скважина с присущими ей геолого-техническими отличиями. Себестоимость обезличенного метра проходки является характерным показателем лишь по группе качественно однородных скважин.

Затраты, образующие себестоимость строительства скважины,

группируют в следующие разделы и статьи калькуляции.

Раздел I. Подготовительные работы к строительству скважин.

Этот раздел калькуляции объединяет затраты на лесорубные работы,

планировку площадок под бурение, устройство подъездных путей, прокладку и разборку трубопроводов, сооружение силовых, световых и телефонных линий, бурение водяных скважин и др.

Раздел II. Строительство и разборка наземных сооружений,

монтаж и демонтаж оборудования.

Этот раздел включает затраты по строительству (передвижению)

буровых вышек, привышечных сооружений и зданий котельных, монтажу и демонтажу бурового оборудования и котельных установок.

Раздел III. Бурение скважины.

В этом разделе концентрируются затраты по проходке и креплению скважины, которые группируются в следующие статьи калькуляции:

1. Материалы. Эта статья включает затраты на материалы,

используемые при проходке и креплении скважины. К ним относятся: трубы обсадные, цемент тампонажный, глина, реагенты для химической обработки промывочной жидкости, утяжелитель, вода техническая и др. Затраты на материалы включают их цену, транспортно-заготовительные расходы и наценки снабженческих организаций.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Основная заработная плата. По этой статье показывается основная заработная плата рабочих буровых бригад и рабочих по приготовлению промывочной жидкости за время проходки и крепления скважин.

3.Расходы по эксплуатации бурового оборудования и инструмента. Эта статья объединяет группу затрат, связанных с содержанием и эксплуатацией бурового оборудования и инструмента, бурильных труб, турбобуров

(электробуров) и долот.

4.Транспортные расходы. Эта статья объединяет расходы по перевозке грузов со складов или баз на буровые, по перевозке вахт а также по содержанию обслуживающего транспорта, используемого для доставки разных мелких материалов, применяемых при обслуживании буровых.

5.Энергетические затраты. Эта статья связана с потреблением различных видов энергии - электроэнергии, энергии двигателей внутреннего сгорания, и пара - используемых при проходке и креплении скважины.

6.Прочие услуги вспомогательных производств и со стороны и другие расходы. В эту статью включаются расходы на тампонажные работы,

эксплуатацию

теплофикационной

котельной,

текущие

ремонты,

производимые сторонними организациями, и другие расходы.

Раздел IV. Испытание скважин на продуктивность.

В этом разделе калькуляции концентрируются все расходы по испытанию скважин на продуктивность.

Промыслово-геофизические работы. В эту статью включают расходы по промыслово-геофизическим исследованиям в скважинах.

Накладные расходы представляют собой комплекс расходов по управлению, организации и обслуживанию буровых работ. Они связаны с деятельностью бурового предприятия в целом и включают: административно-

хозяйственные расходы (содержание аппарата управления буровых работ и т.п.); расходы по обслуживанию рабочих; расходы по организации и производству работ; непроизводительные расходы - штрафы, пени в связи с нарушением хозяйственных договоров и т.п.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В бурении принято деление затрат на зависимые от времени бурения и от объема бурения,

Затраты, зависимые от времени бурения, меняются пропорционально продолжительности бурения скважины. К ним относятся: заработная плата буровой бригады, расходы на содержание бурового оборудования,

амортизация бурового оборудования, спецтранспорт и др. Эта группа затрат охватывает 60-80% всех расходов на бурение. Причем с ростом глубины скважины удельный вес затрат, зависимых от времени, увеличивается.

Затраты, зависимые от объема бурения - это те, размер которых определяется глубиной и конструкцией скважины.: затраты на долота,

обсадные трубы, цемент. Воздействие на ту или иную группу затрат увеличением скорости бурения либо уменьшением диаметра скважины позволяет снижать себестоимость буровых работ.

В себестоимости сооружения поисково-разведочных скважин основная часть расходов (около 70%) связана непосредственно с процессом проводки ствола скважины. Среди затрат на бурение значительная часть приходится на материалы, из которых больше половины расходуется на обсадные трубы,

эксплуатацию бурового оборудования и инструмента, транспортные расходы.

В указанных статьях затрат большая часть зависит от времени - расходы,

связанные с эксплуатацией бурового оборудования и инструмента,

спецтранспортом, содержанием высоковольтной сети, стоимостью некоторых материалов, частью услуг вспомогательного производства и проч.

Структура себестоимости глубокого разведочного бурения по отдельным районам и целям существенно меняется, но затраты, зависящие от времени, во всех случаях преобладают. Поэтому основным путем снижения себестоимости буровых работ является повышение скорости бурения, что позволяет уменьшить эти затраты.

В то же время часть затрат зависит от объема бурения - стоимость обсадных труб, долот, цемента, износ бурильных труб. Эти расходы могут

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

быть сокращены увеличением стойкости инструмента, упрощением

конструкции скважин, уменьшением диаметра скважин и колонн.

Главные пути снижения себестоимости - это совершенствование буровой техники и технологии, организации производства и труда.

Поскольку бурение нефтяных и газовых скважин является материалоемкой отраслью, основными направлениями совершенствования производства и экономии материальных затрат являются: упрощение и облегчение конструкций скважин, внедрение прогрессивных методов сооружения буровых, рациональное применение кустового бурения,

улучшение технологии приготовления и применения промывочных жидкостей, ускорение бурения скважин, массовое использование испытателей пластов и др.

4. Себестоимость добычи нефти и газа

Формирование себестоимости добычи нефти и газа органически связано с комплексом сложных и многообразных процессов геологоразведки,

разработки месторождений, эксплуатации скважин и промыслового хозяйства.

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений происходят в течение длительного периода и включают разбуривание залежи, управление движением жидкостей и газа в пласте к забоям эксплуатационных скважин,

подъем жидкостей по стволу скважин на поверхность, движение нефти от устья скважин до нефтесборных пунктов и газа до пунктов сдачи потребителям.

Важными особенностями формирования себестоимости добычи нефти и газа являются одновременная добыча нефти и попутного газа и применение разных способов эксплуатации скважин - фонтанного, компрессорного,

глубиннонасосного.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Технико-экономические особенности разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа определяют номенклатуру статей расхода,

связанных с добычей нефти и газа.

1. Расходы на энергию по извлечению нефти. При глубиннонасосной эксплуатации эти затраты связаны со стоимостью используемой энергии

(электроэнергии, энергии двигателей внутреннего сгорания, пара) для приведения в действие станков-качалок и групповых приводов, а при компрессорном - сжатого воздуха или газа, нагнетаемого в скважину.

2.Расходы по искусственному воздействию на пласт связаны с осуществлением мероприятий по интенсификации добычи нефти путем воздействия на плат в целом. Они складываются из заработной платы работников, занятых в цехах поддержания пластового давления, отчислений на социальное страхование, стоимости закачиваемой воды, сжатого воздуха или газа со стороны, амортизации нагнетательных скважин и других основных средств и прочих расходов.

3.Заработная плата производственных рабочих. Эта статья включает заработную плату производственных рабочих, непосредственно связанных обслуживанием нефтяных, газовых и контрольных скважин и находящихся в распоряжении инженерно-технических служб (операторов по добыче нефти и газа, по замеру давления и др.). Заработная плата инженеров-технологов и техников этих служб также относится на эту статью.

4.Отчисления на социальное страхование определяются по нормам к сумме основной и дополнительной заработной плате.

5.Амортизация скважин. По этой статье показываются амортизационные отчисления от балансовой стоимости нефтяных, газовых и контрольных скважин.

6.Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа состоят из затрат по эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.

7.Расходы по технологической подготовке нефти включают затраты по подготовке нефти различными способами.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

8.Расходы на подготовку и освоение производства состоят из затрат на подготовительные работы, связанные с организацией новых нефтегазодобывающих управлений на вновь вводимых в разработку площадях.

9.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования объединяют затраты на содержание и эксплуатацию технологического и энергетического оборудования - фонтанной арматуры, насосно-компрессорных труб,

глубинно-насосных штанг, станков-качалок, эксплуатационных вышек и мачт,

погружных электронасосов, электродвигателей к станкам-качалкам и групповым приводам, морских эстакад. На эту статью относят затраты прокатно-ремонтного цеха эксплуатационного оборудования, прокатно-

ремонтного цеха электрооборудования и электроснабжения, цеха эксплуатации и ремонта морских сооружений. В этой же статье отражаются расходы по подземному текущему ремонту скважин.

10.Общепроизводственные расходы включают затраты на содержание инженерно-технологических служб, эксплуатации средств автоматизации и телемеханизации производственных процессов, сооружений и инвентаря общепроизводственного назначения, содержанию нефтегазодобывающих управлений в целом, а также другие расходы общепроизводственного назначения.

11.Прочие производственные расходы включают отчисления на геологоразведочные работы, расходы на научно-исследовательские работы и др.

Все расходы по перечисленным выше статьям калькуляции составляют производственную себестоимость валовой продукции. Помимо этих расходов в себестоимость добычи нефти и газа включают внепроизводственные расходы.

В промысловой себестоимости добычи нефти большим удельным весом характеризуются условно-постоянные затраты - амортизация скважин и прочих основных средств, цеховые и общепромысловые расходы, заработная

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

плата, затраты на освоение и подготовку производства, на содержание и эксплуатацию оборудования и др. Эта особенность структуры позволяет снижать себестоимость главным образом за счет роста объемов добычи нефти и газа.

Структура себестоимости нефти и газа по районам имеет большие различия, связанные с природно-географическими особенностями. К ним относятся месторасположение, рельеф местности, климат, характер почвы и растительности, водные и энергетические ресурсы, ресурсы строительных материалов и др. В сложных экономико-географических условиях применяют кустовое наклонно-направленное бурение, что снижает затраты на подготовительные и вышкомонтажные работы.

Многопластовость месторождений открывает возможность применения одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов через одну скважину, что снижает себестоимость, повышает рентабельность производства и дает другие экономические преимущества.

Размер залежи - важный фактор выбора метода воздействия на нефтяные залежи. Так, для повышения экономической эффективности разработки крупных нефтяных месторождений применяют внутриконтурное заводнение с разрезанием месторождения на отдельные части. От размера залежи зависит также эффективность различных систем размещения скважин. Крупные нефтяные и газовые месторождения расширяют возможности развития отрасли и улучшения ее экономики.

Режим нефтяного пласта также в большой степени определяет уровень себестоимости добычи нефти и общую эффективность разработки. Вид режима нефтяного пласта отражается на себестоимости вследствие расстояний между скважинами, срока разработки, уровня текущей добычи нефти и степени извлечения нефти из недр. Наиболее экономичны напорные режимы и особенно водонапорный, отличающийся наибольшей нефтеотдачей.

Поэтому замена менее эффективных режимов искусственными напорными

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

режимами путем нагнетания в пласт воды или газа повышает нефтеотдачу и улучшает все технико-экономические показатели.

Глубина скважин - один из ведущих факторов экономики разработки. С

увеличением глубины скважин возрастают капитальные вложения в бурение скважин и их оборудование для эксплуатации, что отражается на амортизации скважин и прочих основных средств. Эксплуатация глубоких скважин отличается также повышенными затратами на оплату труда, энергию, текущий ремонт основных средств и по увеличению отдачи пластов.

Существенно влияют на технику и организацию работ, а, следовательно,

и на себестоимость добычи нефти поступление из пласта в ствол скважины вместе с нефтью и газом значительного количества песка, отложения парафина, корродирующие свойства среды в скважинах, расположение нефтяных месторождений в море и др.

Работы по ликвидации песчаных пробок ведут к простоям скважин,

снижению добычи нефти и требуют значительных затрат. Добыча парафинистой нефти требует специальных издержек, связанных с борьбой с отложениями парафина в подъемных трубах, выкидных манифольдах, трапах,

промысловых нефтепроводах и на забоях скважин.

На экономику добычи нефти влияет также коррозия пластовой водой насосно-компрессорных труб, насосных штанг, глубинных насосов,

нефтепроводных труб и др.

Производительность нефтяных пластов и скважин - один из главных факторов, определяющих уровень себестоимости и другие экономические показатели. Она зависит от комплекса природных условий и от уровня техники и технологии нефтедобычи. На увеличение дебитов скважин особенно влияют применение методов воздействия на пласты, а также интенсификация добычи нефти путем воздействия на призабойную зону скважин.

Стадия разработки нефтяных залежей - один из определяющих факторов ее экономики. Разработка нефтяных месторождений представляет собой сложный производственный процесс, протекающий в течение длительного

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

периода при изменении условий эксплуатации и ухудшении всех показателей нефтедобычи.

Главные пути снижения себестоимости добычи нефти и газа -

технический прогресс, совершенствование организации производства и труда,

повышение надежности геологоразведки, долговечности скважин и нефтепромыслового оборудования.

Одним из важных направлений снижения себестоимости добычи нефти и газа является сокращение затрат на материалы, топливо и энергию.

Сокращение затрат на материалы, в частности, достигается расширением и совершенствованием искусственного воздействия на нефтяные пласты с целью повышения их нефтеотдачи.

Сокращение энергетических затрат обеспечивается мероприятиями,

объединенными в две следующие группы:

1. Рационализация технологии и улучшение организации производственных процессов - расширение периодической эксплуатации малодебитных скважин, замена незагруженных электродвигателей,

повышение коэффициента подачи глубинных насосов, правильное уравновешивание станков-качалок, перевод малодебитных компрессорных скважин на менее энергоемкий глубиннонасосный способ эксплуатации и др.;

2. Рационализация системы энергоснабжения - перевод электросетей на более экономичные напряжения, приближение трансформаторных подстанций к центрам нагрузок, повышение коэффициента мощности энергоустановок, отключение части трансформаторов в периоды сокращения нагрузок и др.

Важным условием экономии энергетических затрат является нормирование, учет и контроль энергопотребления.

Важный источник снижения себестоимости добычи нефти и газа -

высокопроизводительное использование нефтепромысловой техники и других основных фондов, особенно скважин, машин и оборудования для добычи нефти, трубопроводов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Повышение эффективности геологоразведочных работ, а также увеличение нефтеотдачи, которое равноценно приросту новых нефтяных и газовых ресурсов, в конечном счете ведет к снижению отчислений на геологоразведочные работы и, следовательно, снижению себестоимости добычи нефти и газа.

5. Себестоимость нефтепродуктов

Себестоимость нефтепродуктов формируется в условиях ряда особенностей, отличающих нефтеперерабатывающее производство. К ним относятся многообразие ассортимента вырабатываемых нефтепродуктов,

непрерывность процесса производства, применение обособленных,

технологически взаимосвязанных процессов и их комплексный характер,

химизация процессов переработки.

Основные технологические схемы нефтеперерабатывающего производства - это топливная, топливно-масляная и топливно-

нефтехимическая. С изменением схемы переработки нефти изменяется объем эксплуатационных затрат и уровень себестоимости продукции.

Преобладающее большинство процессов переработки - комплексные. В

результате переработки одного и того же сырья в едином технологическом процессе получают одновременно основные (целевые) и попутные(побочные)

продукты. Это определяет необходимость распределения издержек нефтепереработки между вырабатываемыми нефтепродуктами.

Особенность структуры себестоимости в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности - большой удельный вес затрат на сырье

иэнергию, составляющий около 90% общих затрат на переработку нефти.

Вторая особенность себестоимости продукции нефтеперерабатывающей

инефтехимической промышленности - большая величина переменных затрат

(85-90%).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Структура себестоимости продукции на отдельных технологических процессах существенно различается и зависит от особенностей их протекания.

Так, в процессах первичной переработки нефти особенно велик удельный вес затрат на сырье и материалы. Во вторичных процессах возрастают затраты на катализатор, энергию, амортизацию. Во всех процессах затраты на оплату труда не превышают 5-7%.

Структура себестоимости продукции нефтехимических производств различна, так как они отличаются по материало-, энерго- и капиталоемкости.

Для производства большинства полимеров характерны высокие затраты на сырье. В производстве мономеров затраты на сырье ниже, но резко возрастают затраты на энергию, вспомогательные материалы, амортизацию и текущий ремонт.

Различие в себестоимости продукции зависит от принятой технологической схемы и производственной структуры предприятий. Так,

увеличение глубины переработки нефти, получение из каждой тонны большого количества целевой продукции приводит к снижению себестоимости продукции. Включение в технологическую схему процессов,

направленных на более полное использование побочной продукции,

способствует экономии затрат на единицу продукции.

Учитывая структуру себестоимости продукции нефтепереработки,

наибольшее снижение ее может быть достигнуто в результате улучшения использования сырья. Для этого необходимы лучшие подбор и подготовка сырья, стабилизация его состава, совершенствование и стабилизация технологического режима, правильный подбор катализаторов, применение более дешевого сырья, удешевление его производства на предшествующих процессах, рациональное использование побочных продуктов. Использование сырьевых ресурсов тесно связано с борьбой за уменьшение производственных потерь. При улучшении использования сырья увеличивается выработка целевой продукции и достигается экономия себестоимости по всем статьям затрат.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Важный источник снижения себестоимости продукции повышение

интенсивного и экстенсивного использования действующих производственных мощностей. Показатели работы однотипных технологических установок показывают значительные колебания суточной производительности в течение года и по предприятиям. Это вызывается нестабильностью состава и качества сырья, различием технологического режима, квалификации обслуживающих бригад и др. Следовательно,

стабилизация состава сырья, совершенствование технологического режима позволяет интенсифицировать использование действующих производственных мощностей, что может способствовать снижению себестоимости продукции.

Длительность работы технологических установок определяется в первую очередь межремонтным пробегом. Наиболее часто технологические установки останавливаются на ремонт из-за коррозии аппаратуры и трубопроводов под влиянием содержащихся в сырье солей и сернистых соединений, образования кокса в трубчатых печах и других аппаратах,

ухудшения передачи тепла в теплообменной аппаратуре вследствие загрязнения и засоления и др. Простои, вызванные этими причинами, могут быть связаны с недостаточной подготовкой сырья, плохой защитой аппаратуры и оборудования, несоблюдением технологического режима,

отсутствием некоторых средств автоматизации и т.д. Следовательно,

улучшение подготовки и подбора сырья на всех процессах, применение более качественных металлов, защиты, совершенствование технологического режима, повышение уровня автоматизации и квалификации работников могут обеспечить увеличение межремонтного пробега, дней работы установок и снижение себестоимости нефтепродуктов.

Увеличение экстенсивного использования действующих мощностей может быть достигнуто также сокращением простоев на ремонты путем улучшения их организации.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Основой снижения себестоимости продукции является технический прогресс. При строительстве мощных и комбинированных установок значительно снижаются капитальные затраты, а, следовательно, и

себестоимость продукции по статьям: амортизация, ремонт и др.

Совершенствование схем автоматизации производства в результате повышения стабильности работы установок обеспечивает рост выработки продукции, сокращение норм расхода энергии и материально-технических средств, а отсюда - снижение себестоимости продукции.

Возможности сокращения энергетических затрат также связаны с максимальным использованием тепла, в том числе с использованием вторичных энергоисточников - дымовых газов и горячих нефтепродуктов,

совершенствованием схем теплоснабжения, внедрением аппаратов воздушного охлаждения, внедрением прогрессивных норм расхода энергоресурсов.

Значительные возможности снижения себестоимости продукции связаны с сокращением затрат на обслуживание и управление производством.

Наличие в нефтеперерабатывающем производстве ряда обособленных взаимосвязанных процессов определяет необходимость выявления затрат по каждому технологическому процессу и калькулирования себестоимости отдельных продуктов внутри него. На этой основе определяют себестоимость конечной продукции нефтеперерабатывающего предприятия.

На заводах, перерабатывающих нефть, осуществляются простые и преимущественно сложные технологические процессы. Методика определения себестоимости по этим группам различна.

При простых процессах (обессоливание нефти, производство консистентных смазок, присадок и т.п.) из одного или нескольких видов сырья или полуфабрикатов получается только один основной продукт. Все затраты в этих процессах относят на вырабатываемый продукт.

Поскольку большинство процессов относятся к комплексным, возникла необходимость деления ее на основную (ради производства которой создан

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

процесс) и побочную (получаемую попутно). Побочная продукция оценивается условным методом либо по стоимости сырья (или в процентах от него), либо по стоимости нефти (или в процентах от нее), либо по себестоимости продукции того процесса, где она является основной, либо по ценам возможной реализации.

На нефтехимических предприятиях побочная продукция чаще всего оценивается по ценам возможной реализации. Стоимость побочной продукции исключается из затрат по процессу.

Оставшиеся затраты распределяются между целевыми продуктами поровну. Поэтому себестоимость целевой продукции во многом зависит от оценки побочной продукции. Так, завышенная оценка побочной продукции может привести к искусственному снижению себестоимости целевой продукции, т.е. неправильному отражению состояния производства. При сравнении с другими методами производства той же продукции эти ошибки могут вести к неправильным выводам, к неправильному выбору процесса. Все это требует тщательного анализа и обоснования оценки побочной продукции с учетом ее качества и направлений использования.

6. Себестоимость в системе транспорта и хранения нефти и газа

Основную долю в структуре себестоимости транспорта нефти и газа занимают затраты на амортизацию (свыше 50%), а в транспорте газа, где компрессорные станции оснащены электроприводом, значительно возрастает доля энергозатрат. Кроме того, в структуре нет затрат на сырье, так как отсутствует процесс производства продукции, а лишь осуществляется ее перемещение. Другая особенность структуры затрат системы транспорта нефти и газа - преобладание в ней расходов, не зависящих от объема транспортируемых нефти или газа, т.е. условно-постоянных расходов, к

которым относятся заработная плата с начислениями, амортизация основных фондов, административно-управленческие расходы, значительная часть

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

расходов на содержание зданий, сооружений и инвентаря, транспортных расходов, прочих общехозяйственных расходов и т.п. Эти затраты составляют примерно 80-85% всех эксплуатационных расходов. К расходам, зависящим от объема транспортировки нефти и газа (условно-переменным) относятся в основном расходы реагентов, энергетические затраты и потери нефти и газа.

Если расход реагента и потери газа в газопроводе увеличиваются пропорционально объему его транспортировки, то энергетические расходы,

как правило, возрастают в большей степени, чем объем транспорта газа, и

зависят от установленного режима работы агрегатов компрессорных станций

истепени сжатия.

Вотличие от рассмотренного состава затрат в транспорте нефти и газа состав издержек обращения системы нефтеснабжения значительно отличается

ивключает следующие затраты:

расходы нефтебаз, наливных пунктов, автозаправочных станций

(транспортные - по завозу и отправке товаров; складские - заработная плата складского персонала, расходы на содержание и эксплуатацию складских зданий и сооружений; расходы на содержание и эксплуатацию подъемно-

транспортных механизмов и складского оборудования; расходы по текущему ремонту; расходы по таре; содержание аппарата управления; расходы по приемке и отправке нефтепродуктов; прочие складские расходы);

непроизводственные (недостачи и потери товаров в пути и при хранении в пределах норм убыли; недостачи и потери товаров в пути и при хранении сверх норм убыли);

расходы по перевозкам нефтепродуктов, на которые установлены цены франко-станция назначения (железнодорожный, водный и другой тариф,

расходы по перекачке нефтепродуктов).

Снижение издержек производства - одна из основных качественных характеристик работы системы транспорта и хранения нефти и газа.

Важнейший резерв их снижения - экономия всех видов материально-

технических и топливно-энергетических ресурсов, что достигается выбором

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

оптимальных режимов работы магистральных нефтегазопроводов и типов приводов компрессоров и др.

Автоматизация и телемеханизация производственных процессов приводят к значительному сокращению численности обслуживающего персонала, что в свою очередь обеспечивает экономию заработной платы на единицу транспортируемой продукции, а также опережение роста производительности труда по сравнению с повышением средней заработной платы.

Большой удельный вес в объеме издержке производства занимают затраты, связанные с управлением и обслуживанием производства. Их прямая экономия, а также экономия за счет того, что их величина растет медленнее,

чем объем производства - значительный резерв снижения себестоимости.

Преобладание условно-постоянных расходов в структуре затрат на транспорт нефти и газа - важное условие снижения затрат на единицу транспортируемых нефти и газа. Таким образом, полное использование пропускной способности системы транспорта нефти и газа, увеличение их производительности - основной резерв снижения себестоимости, т.е. при увеличении объема транспорта нефти и газа достигается снижение себестоимости даже без экономии по основным элементам затрат.

Лучшее использование основных фондов также обеспечивает снижение себестоимости. В связи с внедрением новой техники и автоматизации производственных процессов в системе транспорта нефти и газа накапливается физически и морально устаревшее оборудование. Для уменьшения сумм начисляемой амортизации эти основные фонды должны быть реализованы или утилизированы.

Себестоимость можно снизить также за счет сокращения потерь нефти и газа при их транспорте, что достигается улучшением обслуживания магистральных нефтегазопроводов, своевременным устранением утечек нефти и газа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

7. Цена и ценообразование

Продукция предприятия реализуется по ценам, от уровня которых в значительной степени зависит размер доходов предприятий и государства.

При разработке и установлении цены на любой товар фирма должна решить ряд задач:

а) Постановка задачи ценообразования связана с теми целями,

которые фирма стремится достичь с помощью конкретного товара. Этими целями могут быть:

обеспечение выживаемости, когда на рынке слишком много производителей и царит острая конкуренция; в этом случае фирмы вынуждены устанавливать более низкие цены в надежде на благожелательную ответную реакцию потребителей;

максимизация текущей прибыли. Фирмы производят оценку спроса и издержек применительно к разным уровням цен и выбирают такую цену,

которая обеспечит максимальное поступление текущей прибыли и наличности и максимальное возмещение затрат; при этом текущие финансовые показатели для фирмы важнее долговременных;

завоевание лидерства по показателям доли рынка. Считается, что компания при этом может иметь самые низкие издержки и самые высокие долговременные прибыли;

завоевание лидерства по показателям качества товара. Это требует установления на него более высокой цены, чтобы покрыть издержки по достижению высокого качества и проведение дорогостоящих НИОКР.

б) Определение спроса заключается в установлении зависимости между ценой и возможным объемом реализации; при этом необходимо также оценить чувствительность спроса к изменению цены;

в) Оценка издержек. Спрос, как правило, определяет максимальную цену, которую фирма может запросить за свой товар. Минимальная цена определяется издержками фирмы. Компания стремится назначить такую цену,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чтобы она полностью покрывала все издержки по производству,

распределению и сбыту и обеспечивала получение определенной прибыли;

г) Анализ цен и товаров конкурентов является необходимым элементом процесса ценообразования и отправной точкой для позиционирования своего предложения относительно предложений конкурентов;

д) На основе проведенных исследований фирма устанавливает

окончательную цену, которая могла бы быть благоприятно воспринята потребителями, дистрибьютерами и дилерами, собственным персоналом фирмы, конкурентами, поставщиками и государственными органами.

При установлении цены фирма должна учитывать расходы, связанные с транспортировкой товара от продавца к покупателю и, соответственно, риски,

связанные с гибелью и порчей товара. Цена может быть установлена:

“франко-склад продавца” - продавец не несет ответственность и расходы за транспортировку товаров к покупателю;

“франко-склад покупателя” - покупатель не несет ответственность и расходы за доставку товара продавцом.

В практике международной торговли, в частности, сырой нефтью,

используются следующие виды цен:

ФОБ - FOB (Free-On-Board) - “свободно на борту” в порту продавца.

Продавец за свой счет поставляет товар на борт судна, зафрахтованного покупателем, в определяемые контрактом порт и сроки, с вручением

коносамента (документ о погрузке) покупателю. Право собственности и риски переходят к покупателю в момент перехода груза через поручни судна

(грузовой отсек самолета);

СИФ - CIF (Cost, Insurance, Freight) - “стоимость, страхование, фрахт”,

порт страны покупателя. При этом условии продавец оплачивает все расходы,

связанные с фрахтованием судна, погрузкой товара, транспортировкой и страхованием товара до согласованного порта страны покупателя.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коносамент, страховой полис, право собственности переходят к покупателю в момент пересечения грузов поручней судна в момент выгрузки.

Цена 1 т нефти при ее реализации на внутреннем рынке России складывается из себестоимости добычи с учетом отчислений в госбюджет

(плата за недра, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и т.д.), прибыли добывающего предприятия, акцизного сбора, налога на добавленную стоимость и транспортных расходов на доставку нефти до перерабатывающего предприятия.

Основное отличие сложившейся в России практики определения договорных цен на поставляемую внутренним потребителям нефть заключается в том, что при этом практически не учитывается природное качество нефти (содержание серы, светлых фракций и т.д.). Между тем надбавка (скидка) за качество является обязательным элементом системы ценообразования, принятой в мире.

По мере развития рыночных отношений и проникновения их в различные сферы деятельности будет развиваться и совершенствоваться система ценообразования, приближаясь к мировому опыту в этой области.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

8. Прибыль и рентабельность предприятия

Прибыль является обобщающим показателем производственно-

хозяйственной деятельности предприятий, охватывающим как производство,

так и реализацию продукции. Вместе с тем прибыль не только показатель, но и источник средств для удовлетворения потребности предприятия, отрасли и общества в целом.

Конечный финансовый результат (прибыль или убыток) слагается из финансового результата от реализации продукции (работ, услуг), основных средств и иного имущества предприятия и доходов от внереализационных операций, уменьшенных на сумму расходов по этим операциям.

Прибыль (убыток) от реализации продукции (работ, услуг) определяется как разница между выручкой от реализации продукции (работ, услуг) в

действующих ценах без налога на добавленную стоимость и акцизов и затратами на ее производство и реализацию.

Предприятия, осуществляющие экспортную деятельность, при определении прибыли из выручки от реализации нефти или газа исключают экспортные тарифы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Схема формирования прибыли

 

 

Показатели

Порядок расчета

 

 

 

1.

Валовой объем реализации, Qрв

 

2.

Налоги (НДС) и акцизы (Нак) в валовом объеме реализации

 

3.

Чистый объем реализации, Qрч

Qрч=Qрв-НДС-Нак

4.

Себестоимость реализации, Ср

 

5.

Валовая коммерческая прибыль, Пвк

Пвк=Qрчр

6.

Общехозяйственные расходы, Зох

 

7.

Коммерческие расходы, Зком

 

8.

Чистая коммерческая прибыль (убыток), (+,-), Пкч

Пкчвкохком

9.

Прочие поступления и доходы, Дпр

 

10.

Прочие расходы и убытки, Зпр.у

 

11.

Валовая балансовая прибыль, Пб.в

Пбвкчпрпр.у

12.

Расходы на выплату процентов, З%

 

13.

Балансовая прибыль (убыток) (+,-), Пб

Пббв%

14.

Налог на прибыль, Нп

 

15.

Чистая прибыль (убыток), Пч

Пчбп

 

 

 

 

Валовой объем реализации включает рыночную (продажную) стоимость реализованной продукции, покупных товаров и других материально-

производственных запасов, сделанных работ и услуг, стоимость прочей реализации, комиссионные от посреднических операций, комиссионно-

консигнационной торговли.

Чистый объем реализации - стоимость реализованного за вычетом акцизных сборов, налога на добавленную стоимость и других налогов,

включаемых в валовой объем реализации.

Валовая коммерческая прибыль адекватна понятиям “маржинальный доход” или “сумма покрытия”. Разница между чистым объемом и себестоимостью реализации. К последней относится производственная себестоимость реализованных продукции, работ и услуг (прямые затраты +

общепроизводственные расходы), стоимость проданных товаров,

материально-производственных запасов, издержки обращения и другие издержки, непосредственно связанные с реализацией различных производственных запасов и услуг.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Чистая коммерческая прибыль адекватна “прибыли от реализации”.

Представляет собой разность между валовой коммерческой прибылью,

общехозяйственными и коммерческими расходами за данный отчетный период. Расходы эти являются постоянными, непосредственно не связанными с объемом реализации. Если производственные мощности не задействованы на производстве определенной продукции, работ, услуг, то остающиеся расходы, которых нельзя избежать: амортизационные отчисления, расходы по консервации и охране оборудования, по содержанию некоторого производственного персонала - включаются в общехозяйственные расходы за данный период.

Валовая балансовая прибыль - это сумма чистой коммерческой прибыли с доходами и убытками (с учетом знака, влияющего на результат),

возникающими в связи с другими операциями предприятия.

К доходам от внереализационных операций относятся:

доходы, полученные на территории РФ и за ее пределами от долевого участия в деятельности других предприятий, дивиденды по акциям и другим ценным бумагам, принадлежащим предприятию;

доходы от сдачи имущества в аренду;

доходы от дооценки производственных запасов и готовой продукции;

присужденные или признанные должником штрафы, пени, неустойки

идругие виды санкций за нарушение хозяйственных договоров;

прибыль прошлых лет, выявленная в отчетном году;

положительные курсовые разницы по валютным счетам, а также операциям в иностранных валютах;

другие доходы от операций, не связанных с производством и реализацией продукции.

К расходам и потерям относятся:

затраты по аннулированным производственным заказам, а также

затраты на производство, не давшее продукцию;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

затраты на содержание законсервированных производственных мощностей и объектов;

не компенсируемые виновниками потери от простоев по внешним причинам;

потери от уценки производственных запасов и готовой продукции;

убытки по операциям с тарой;

судебные издержки и арбитражные расходы;

присужденные или признанные штрафы, пени, неустойки и другие санкции за нарушение условий хозяйственных договоров;

суммы сомнительных долгов по расчетам с другими предприятиями;

убытки от списания дебиторской задолженности, по которой срок исковой давности истек;

некомпенсируемые потери от стихийных бедствий, включая затраты,

связанные с предотвращением или ликвидацией последствий стихийных

бедствий;

отрицательные курсовые разницы по валютным счетам и операциям в

иностранной валюте.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

оказывает существенное влияние видовая принадлежность, возраст, характер питание, пораженность вредителями и болезнями.

Растительные фенолы отличаются чрезвычайным многообразием. По-видимому, общее число растительных фенольных соединений приближается к трем тысячам. Среди них имеются мономерные фенолы (одно-, двух- и полиатомные, одно-, двух- и полиядерные, с насыщенными и ненасыщенными боковыми цепочками, карбо - и гетероциклами и разнообразными функциональными группами), олигомерные, содержащие остатки от двух до десяти мономерных фенолов, и полимерные, включающие десятки, сотни и тысячи остатков фенолов и других мономерных веществ (например, амино- и оксикарбоновых кислот, углеводов, гетероциклов и т.д.).

Среди полимеров находятся такие соединения как лигнины, дубильные вещества, меланины, а также гуминовые и фульвокислоты. Гуминовые кислоты и фульвокислоты имеют сложный генезис и обязаны своим происхождением согласно современным представлениям как растениям, так и микроорганизмам.

Часто фенольные вещества являются полифункциональными и, помимо, фенольного гидроксила содержат одну или несколько других функциональных групп. Среди них часто встречаются карбоксильные (СООН), амино- (NH2), нитро- (NO2), галоидные (CL, Br, I) и другие группы. Кроме того, достаточно широко распространены фенолы, содержащие три и более разных функциональных групп. Полифункциональность этих соединений приводит к высокой активности и многообразию химических превращений.

Фенольные вещества характеризуются многообразием биологической активности и многоплановостью биосферных функций. Среди биосферных функций фенолов важнейшая-физиологическая. Они регулируют прорастание семян, рост и развитие растений, окраску цветков и плодов, участвуют в репродукции[1,2] ,выполняют защитную роль при повреждении растений [3]. Исключительно велика роль фенолов в животном организме. Аминокислоты, содержащие фенольный гидроксил, входят в структуру белков. Витаминывитамин Е (токоферолы), витамин К и его аналоги, витамин Р, гормоны, коферменты, антиоксиданты, медиаторы, антибиотики, стероиды обеспечивают жизненные процессы. Природные флавоноиды-источники желчегонных, противо-воспалительных, антисклеротических, противоопухолевых [4] и других препаратов.

Вследствие доминирующего состояния в биоценозах севера Тюменской области низших растений-мохообразных и лишайников, имеющих химический состав отличающийся от состава высших растений, в частности характеризующийся преобладанием низкомолекулярных фенольных соединений, в природной среде этого региона широко распространены физически и химически мобильные вещества этого класса. Высокомолекулярные фенольные соединения, содержащиеся преимущественно в высших растениях, обычно нерастворимы в воде и обладают высокой устойчивостью к химическим, биохимическим и биологическим воздействиям. В рассматриваемом регионе они не имеют такого массового распространения, как в биоценозах более южных широт.

Однако следует иметь ввиду, что одни фенолы находятся на месте их образования - автохтонные, другие привносятся извне - аллохтонные, главным образом, с паводковыми и грунтовыми водами или с воздушными потоками. Поэтому в том или ином геобиоценозе могут находиться фенолы, которые по количеству и по составу являются не характерными для этой природной системы. Среди аллохтонных фенолов находятся как биогенные, так и техногенные. Донорами аллохтонных природных фенолов обычно являются геобиоценозы, обладающие повышенным содержанием фенольных веществ (болота, торфяные почвы). Наиболее активными донорами большого количества фенолов с ярко выраженной кислотной функцией являются верховые болота, так как растительность этих болот, главным образом мхи и лишайники, содержит большие количества подвижных низкомолекулярных фенолокислот, катехинов и флавонов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Активными акцепторами аллофенолов являются пойменные и низинные почвы, которые очень широко распространены на территории нефтегазового региона. На поглощающую активность почв значительное влияние оказывает механический состав почвы и содержание в них органического вещества. Тяжелый механический состав повышает сорбционную активность почв. Почвы богатые органическим веществом , как правило, также более активные адсорбенты.

Таким образом, посредством, главным образом, водных, и в меньшей мере, воздушных потоков происходит перераспределение фенолов в природной среде, а также между биосферой и техносферой. Однако это процесс, как и другие природные процессы, стремясь к достижению равновесию никогда не достигает его.

Значительный интерес как источник загрязнения геобиоценозов, в том числе фенольного, представляет нефть. Было установлено присутствие в нефтях Западной Сибири фенола, крезолов, диметил (2,6-, 2,4-, 2,5-, 3,6-) фенолов , а также 2-этил-, 2-метил-6-этил-, 2,3-диметил-4-этил-, 2,3,6-триметил-2-изопропилфенолов [ 5]. Оказалось, что индивидуальный состав фенолов во всех исследованных нефтях одинаков, несмотря на различия нефтей в возрасте и различиях залегания, но групповой состав фенолов варьирует достаточно широко. Было обнаружено несколько нетривиальных классов многоатомных фенолов со следующими брутто-формулами: Сn H 2n-14 O 2, Сn H2n-16O3, Cn H2n-22O3 [6]. Эти соединения были отнесены к продуктам молекулярного сочетания алкилфенолов и алкилинданолов типа бисгидрофенилметанов с неконденсированными ароматическими ядрами. Распределение фенолов во фракциях нефти неоднородно. Обычно с повышением температуры кипения фракции количество фенолов возрастает, однако эта зависимость иногда не соблюдается. Фенолы вместе с карбоновыми кислотами содержатся в кислой фракции высоковязких нефтей.

В нефтях Тюменского Севера в более глубоко расположенных пластах количество фенола и крезолов возрастает, увеличивается с глубиной также концентрация пространственно затрудненных фенолов, среди последних обнаружены 2,4-, 2,5-, 2,6- диметилфенолы и 2,4,6-триметилфенол. В нефтях содержатся также нафтолы, оксибензофураны, инданолы, двухатомные моноядерные фенолы. Установлено также присутствие в нефтях тиофенолов, количество которых от общего содержания серусодержащих соединений может составлять от 50 до 96%, возрстая в тяжелых нафтеновых нефтях. Наличие в составе нефтей тяжелых металлов, в том числе активных комплексообразователей (Fe, Cu, Co, Mo, Cr, Hg, As и другие), создает предпосылки для образования комплексных соединений с фенолами.

Несмотря на низкое содержание фенолов в нефти, исчисляемое сотыми и даже тысячными долями процента, нефть не может быть исключена из списка фенольных загрязнителей окружающей среды, так как поступление их в среду может быть весьма значительным вследствие больших потерь при транспортировке и добыче нефти. Так, только потери нефти при транспортировке по трубопроводам в пределах Тюменской области ежегодно составляют 500 тыс. тонн. Принято считать, что потери нефти составляют около двух процентов добытой нефти. От добытой в Тюмеской области нефти эти потери составят132 млн. тонн. Количество фенолов в нефти, попавшей в природную среду ориентировочно составит от 0.132 ( исходя из минимального содержания фенолов в нефти 0.001) и 1.32 млн. тонн ( при содержании фенолов равном 0.01%).

Содержание фенолов в подсистемах биосферы Тюменского Севера неравномерно. Наибольшим динамизмом отличается содержание фенольных веществ в атмосфере. Для распределения в атмосфере характерно, прежде всего, присутствие летучих фенолов. Часть фенолов поступает с частицами пыли, особенно торфяной и почвенной, а также с пылью остатков мхов и лишайников. Воздушные миграционные потоки включают фенолы, поступающие с испарениями с водных поверхностей ( болот, эвтрофированных озер,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

морей). Фенолы выделяются в атмосферу древесными, травянистыми и низшими растениями. В дымовых газах бойлеров, работающих на нефти, угле и дровах идентифицированы фенол и хлорфенолы. Значительное загрязнение атмосферы фенолами происходит также при лесных пожарах. Установлено. что конденсаты дымовых газов содержат большое число производных фенолов [7]. Фенолы в атмосфере находятся в разных физических состояниях-пара, жидкости, твердого тела. В химическом отношении они представлены молекулами, межмолекулярными ассоциатами, ионами и свободными радикалами. Количественные соотношения между ними обусловлены атмосферными условиями-температурой, реакцией среды, интенсивностью солнечного облучения, концентрацией и активностью химических примесей.

Кроме первичных в атмосфере содержатся вторичные фенолы, которые образуется, главным образом, в результате окисления ароматических соединений. Так, полиароматические углеводороды взаимодействуя с озоном образуют гидрокси- и дигидроксипроизводные аренов, а также полиядерные хиноны. Превращение фенолов в атмосфере приводит к образованию разнообразных продуктов. Например, о-крезол в присутствии окислов азота (NO+NO2) образует в атмосфере следующие основные продукты в газовой фазе: пировиноградную кислоту, ацетальдегид, формальдегид, пероксиацетилнитрит, нитрокрезол; в твердой фазе-2-окси-3-нитротолуол, 2-окси-3,5- динитротолуол, а также изомеры оксинитрокрезола [8]. Фенолы выпадают с атмосферными осадками. Частично они поглощаются из воздуха растениями. Лишайники и другие растения Севера служат фитоиндикаторами загрязнения атмосферы, в том числе, фенолами. Фенольное загрязнение атмосферы оказывает отрицательное действие на живые организмы и на технические сооружения.

Установлено, что при комбинированном действии с некоторыми веществами фенолы обладают эффектом суммации. Из этих смесей наиболее важные: фенол + сернистый ангидрид (I), (I) + диоксид углерода (II), (II)+ диоксид азота. Эти смеси наиболее характерны как загрязнители для атмосферы городов нефтегазового региона севера Тюменской области.

Фенольные соединения присутствуют в реках, озерах, болотах, подземных водах нефтегазового региона. Отсутствуют данные, позволяющие достаточно полно охарактеризовать различные воды по количественному и качественному содержанию фенольных соединений. Часто фенолы определяются суммарно не только без индивидуальной дифференциации, но даже без групповой. Это серьезно препятствует решению ряда не только научных, но и важнейших практических задач.

В незагрязненных водах существует два главных процесса, приводящих к поступлению фенольных соединений, - прижизненное выделение (экскреция) водными растениями и животными, и микробиологическое разложение растительных остатков. Наиболее обогащены фенольными, как и другими органическими веществами, поверхностная пленка воды и донные осадки. Здесь же наиболее активно происходят разнообразные химические и биохимические превращения. Попадание нефти в водоемы приводит к изменению физико-химических форм и перераспределению естественного распределения фенолов в водной среде и скорости их превращений.

Большое количество природных фенолов присутствует в таежных и тундровых реках, а наибольшее содержание характерно для болотных вод. Большие и малые реки Тюменского Севера содержат значительные количества гумусовых кислот. Кроме гумусовых кислот, в воде присутствуют другие высокомолекулярные соединения фенольной природы - лигнин и дубильные вещества.

Содержание фенольных соединений в поверхностных водах по количеству и разнообразию значительно превосходит содержание их в подземных водах. Фенольные соединения в зависимости от особенностей состава, строения и концентрации оказывают

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

определенное влияние на общие и специфические показатели воды. Фенолы способны изменить прозрачность и цветность воды, влиять на величину рН, на концентрацию растворенного кислорода, на перманганатную и бихроматную окисляемость, на биологическое потребление кислорода (БПК5), на химическое потребление кислорода (ХПК), а также на гидробиологические показатели-биомассу фитопланктона, на валовую первичную продукцию и на бактериологические - индекс сапрофитности и внутриводоемное продуцирование органического вещества.

Фенолокислоты способны угнетать рост и развитие синезеленых водорослей. Но в этих же концентрациях эти кислоты не ингибируют развитие зеленых, диатомовых и других водорослей. Таким образом, фенольные метаболиты могут быть регуляторами группировок фитопланктона.

Фенолы не только переводят металлы из растворенного в воде состояния, но и способствуют миграции элементов в гидросфере. Концентрация фенолов в воде некоторых таежных и тундровых рек Сибири составляет следующие величины (мг/л): Обь - 0.002,

Енисей - 0.003, Лена - 0. 004, Индигирка - 0.04 [Siklomanov et al.,1993]. В значительной степени содержание фенолов в перечисленных реках обусловлено техногенным загрязнением. Обь загрязнена менее чем другие крупные реки Сибири. Ежегодный вынос фенолов в акваторий Белого моря составляет 52т/г. Почвенные фенолы существуют в нескольких формах: свободные, связанные и прочносвязанные с почвенной матрицей и не передвигающиеся в профиле почвы, Соотношение между ними определяется химической структурой фенолов и совокупностью почвенных условий. Определенная часть фенолов связана с почвенными липидами, другая -с углеводами, с другими органическими, а также минеральными веществами. В"чистых" почвах нефтегазового региона, не подверженных загрязнению техногенными фенолами, содержание фенолов не выходит за пределы ПДК. При загрязнении в результате разлива нефти, попадания сточных вод промышленных или коммунальных предприятий концентрация фенолов может в несколько раз превосходить ПДК. Разложение фенолов вследствие преобладания низких температур, слабого развития деятельности микроорганизмов и преобладания гумидных почв протекает заторможенно.

Связывание фенолами токсичных веществ - тяжелых металлов, пестицидов[9], радиоактивных элементов - другая важнейшая биосферная функция фенолов, в результате которой происходит снижение токсичности связанных веществ и в той или иной мере изменяется характер их поведения. В детоксицирующей роли почв, грунтовых вод, почвенных растворов определяющее место принадлежит фенольным соединениям. Превращения фенолов в природной среде находятся под влиянием ряда факторов: температуры, влажности, реакции среды (величин рН) и окислительно-восстановительного потенциала (Еh), минералогического состава, присутствия органических веществ (в том числе загрязнителей), плотности почвы, аэрации, каталитических свойств веществ и т.д.

Список литературы

1.Запрометов М. Н. Фенольные растения растений и их биогенез // Итоги науки и техники. Серия биологическая химия. ВИНИТИ, 1988, 27, с. 4-186

2.Минаева В.Г. Флавоноиды в онтогенезе растений и их практическое использование. Новосибирск. Наука. Сибирское отделение, 1978. 254 с.

3.Метлицкий Л. В. Место и роль фенольных соединений в явлении фитоиммунитета // Тезисы докладов по фенольным соединениям. Алма-Ата. 1970. с.104-105

4.Кабиев О.Н., Балмуханов С.Б. Природные фенолы - перспективный класс противоопухолевых и радиопотенцирующих соединений. М.: Медицина, 1975.190 с.

5.Гончаров И. В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.:Недра. 1987.с.85-90

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6.Туров Ю. П., Шоботкин И.Г., Унгер Ф. Г. Анализ ысокомолекулярных нефтяных фенолов методом массспектрометрии // ПЕТРО-МАСС. Междунар. конф. стран-чл. СЭВ, Таллин,18-21 сент. 1988, Тез. докл.Таллин,1988, с.75

7.Исидоров В. А. Органическая химия атмосферы. Л.: Химия. 1985. 189с.

8.Grosjein D. Atmospheric reaction of orto cresol: gas phase аnd aerosol products // Atmos. Environ., 18984, 18, N8, p.1641-1652

9.Елин Е.С., Игнатова В.А. Межмолекулярные взаимодействия соединений, содержащих фосфорильную группу, с фенолами //Журнал общей химии, 1997, 67, в.7, с.

1163-1165

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

добычи нефти (за 10 месяцев 1994 года по сравнению с тем же периодом 1993 года добыча сократилась на 12%). По данным президента компании ЮКОС, за последние 4 года нефтяные компании не ввели в эксплуатацию ни одного месторождения (хотя раньше вводили по 2-3 в год). Тенденция падения добычи сохраняется. Становятся частыми аварии из-за отсутствия профилактических мероприятий. Кризис неплатежей ухудшает финансовое положение предприятий. Имеет место несогласованность в работе нефтедобывающих и нефтепроводящих компаний.

Входе приватизации появилось несколько очень крупных компаний нефтяного сырьевого рынка - ЛУКойл, ЮКОС, СУРГУТНЕФТЕГАЗ, нефтепроводная компания ТРАНСНЕФТЬ, а также большое количество дочерних и мелких самостоятельных компаний. ЛУКойл, ЮКОС, СУРГУТНЕФТЕГАЗ были созданы по Указу Президента 17 ноября 1992 года.

Вих уставной капитал внесено по 38% обыкновенных акций предприятий, вошедших в состав этих компаний, а 45% обыкновенных акций самих компаний закреплено на три года в федеральной собственности. Управление этими пакетами осуществляют представители Министерсва топливной промышленности, Госкомимущества и Антимонопольного комитета. До 40% акций созданных нефтяных компаний должны быть реализованы на инвестиционных конкурсах, из них до 15% - иностранным инвесторам.

Акции ЛУКойл продавались на открытом аукционе. Вероятные претенденты на покупку - итольянский нефтехимический концерн ENI, банк Paribas, итольянская компания Agip, с которой создается СП LUKAgip.

На чековых аукционах продавались также акции других нефтедобывающих компаний. Наиболее активное участие в них принимали: дочерняя фирма американского инвестиционного банка CS First Boston, выполнявшая заказ зарубежных компаний, брокерская фирма Тройка Диалог, Первый ваучерный фонд, ЛУКойл.

Вноябре-декабре прошлого года 35,44% акций ЛУКойл и 40% акций ЮКОС продано на инвестиционных конкурсах. 7% акций ЮКОС передаются компании для размещения на рынке ценных бумаг и направления выручки на освоение нефтяных месторождений.

45%акций СУРГУТНЕФТЕГАЗ находятся в федеральной собственности на 3 года, 8% акций было продано на региональном закрытом чековом аукционе в 1993 году. 7% остались у компании для реализации на денежном аукционе. Компания готовится ко второй эмиссии акций дочерних предприятий, а также к выпуску товарно-денежных облигаций (предварительный объем эмиссии - 60 млрд. руб.)

Процесс формирования корпораций в нефтяной промышленности продолжается. В мае 1994 года, например, образована Восточная нефтяная компания.

Кроме этого, активно идет процесс изменения характера управления нефтегазодобывающим комплексом, что , безусловно оказывает определяющее влияние на рынок акций. Согласно правительственной “Концепции реформы управления нефтяным комплексом России” весь

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

российский нефтяной рынок будут делить 10 - 15 вертикальноинтегрированных компаний (ВИК), работающих “от разведки до бензоколонки”. Эта реформа управления должна обеспечить национальную безопасность, противостоять экспансии из-за границы, участвовать в разделении сфер влияния на мировом рынке. Концепция получила положительные отзывы от ЕБРР, Мирового банка, Бостон групп.

Реализация этой концепции уже началась. Созданы по упомянутому принципу семь компаний - ЛУКойл, СУРГУТНЕФТЕГАЗ, СЛАВНЕФТЬ, ЮКОС, СИДАНКО, Восточная нефтяная компания и Оренбургская нефтяная компания, которые закрепляются на рынках стран СНГ. Получены лицензии на разработку 9 месторождений Узбекистана. Ожидается получение права на разработку 20% нефтяных запасов шельфа Азербайджана, лицензий на добычу нефти в Туркмении. Стабилизацию цен на нефтепродукты (кроме бензина) за последние полгода Минтопэнерго объясняет именно реализацией данной концепции.

Наиболее активна в настоящее время проблема предотвращения процесса сокращения добычи нефти. Один из способов - привлечение иностранных инвестиций.Получение средств с помощью кредитов оказалось неэффективным, так как 60% добытой нефти отправлялось за рубеж.

По экспертным оценкам, иностранные инвесторы готовы вложить в нефтяную промышленность 60-70 млрд. долларов, но этому есть ряд препятствий: политическая нестабильность, высокий уровень налогооблажения, наличие экспортного тарифа, отсутствие правовых и финансовых гарантий. Есть еще один аспект - противодействие иностранному вмешательству в столь стратегически важную отрасль со стороны крупных российских нефтяных компаний, например, СУРГУТНЕФТЕГАЗА, ЛУКойл.

Сейчас существует 40 совместных предприятий с иностранными фирмами, но пока прямые инвестиции в разработку нефтяных месторождений в России не столь значительны.

ФОНДОВЫЙ РАНОК: ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Реформирование экономики России cопровождается появлением новых форм в бизнесе. Особенно ярко это проявляется на рынке информационных услуг. Одним из примеров такого рода является проект компании Дан&Брэдстрит-СНГ.

События, связанные с зарождением и развитием фондового рынка акций приватизированных нефтяных предприятий, показали, что фантастическая до недавнего времени возможность стать совладельцем одной из базовых отраслей национального хозяйства стала реальностью и приобщиться к ней готово немало потенциальнвх инвесторов.

Тяжелые времена, которые переживает сейчас рынок нефтяных акций, с точки зрения компании Дан&Брэдстрит-СНГ, вызваны не снижением перспективности этих предприятий, а влиянием характера

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

общеэкономической конъюктуры. Среди них события не только в Чичне или перемены в Госкомимуществе. Чрезвычайно важным представляется и такой момент, как информационный “голод”, который испытывают компании, управляющие финансовым капиталом и формирующие свой инвестиционный портфель. То, что нефтяные предприятия являются хорошим объектом вложения средств, уже не воспринимается участниками фондового рынка как аксиома. Нужны доказательства - факты и показатели, которые могут объективно отразить реальное положение дел и перспективы каждого конкретного нефтедобывающего АО. С такими же проблемами сталкиваются и представители финансовых, банковских и производственных структур, ищущие новые рынки и формы сотрудничества с предприятиями ТЭКа.

Осознание данного факта и побудило компанию Дан&Брэдстрит-СНГ к реализации следующего проекта. Компания подготовила и распространяет на российском рынке новый информационный продукт - бизнес-справку на российские предприятия нефтедобычи и нефтепереработки.

Объектом исследования стали приватизированные предприятия нефтегазового комплекса, входящие в настоящее время в структуру российских вертикально-интегрированных компаний и государственного предприятия “Госнефть”.

Главная задача проекта - наиболее полно представить общую характеристику конкретного предприятия, позволяющую составить довольно полное представление о нем как о партнере или объекте инвестиций. Ориентируя данный информационный продукт на широкий круг пользователей и учитывая их различную заинтересованность в оценках деятельности предприятия, в своем обзоре разработчики выделяют три крупных информационных блока - операционный, финансовый и фондовый.

Операционная часть включает в себя следующие разделы: данные по идентификации; структура с учетом результатов приватизации;

учредительская деятельность, включая СП; руководители; производственные показатели;

список месторождений с размером запасов (для нефтедобывающих АО);

характеристика производственных мощностей.

Таким образом, здесь отражается качественное состояние предприятия и его структурных производственных фондов, перспектив, связанных с расширением сферы деятельности, стратегия сотрудничества с иностранными партнерами.

Финансово-экономическая характеристика включает в себя следующую информацию:

поставка продукции внутри СНГ; экспорт: объем-контракт-посредник;

проекты по привлечению иностранных инвестиций; основные финансовые показатели деятельности.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Этот раздел будет чрезвычайно интересен для банкиров, представителей финансово-инвестиционных структур. Он позволяет дать оценку финансовой устойчивости и надежности вложений в компанию.

И, наконец, заключительной частью данного обзора является раздел, в котором представлена характеристика предприятия как элемента ценных бумаг.

Положение предприятия на рынке ценных бумаг. Это не только оценка динамики курса акций на вторичном рынке. В данный раздел входят показатели распределения акций между акционерами, оценка участия в уставном капитале крупных инвестиционных структур России и Запада, взаимоотношения с материнскими компаниями и другие показатели.

В отличие от большенства подобных материалов по проблемам топливоэнергетического комплекса бизнес-справка Дан&Брэдстрит-СНГ составлена на основе обработки независимых источников и не содержит тенденциозных оценок. Данные, собранные и классифицированные в справке, помогут потенциальным инвесторам и партнерам самостоятельно решить: как, с кем и на каких условиях вести дела. Проект по подготовке информационных обзоров по предприятиям ТЭКа, начатый Дан&Брэдстрит-СНГ, представляет собой новое направление на российском рынке информационных услуг и отвечает насущным потребностям российского фондового и финансового рынка.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Словарь-минимум:

Условные сокращения:

А-adjective- прилагательное

Adv-adverb- наречие Conj-conjunction- союз n-noun- существительное num-numeral- числительное

pl-plural- множественное число pron-pronoun- местоимение prep-preposition- предлог v-verb- глагол

А

(in) Advanceраньше, заранее

Accumulation [əkju:mju'lei∫n] n-накопление, скопление Advance [əd'va:ns] n-продвижение, v- двигать (ся) Agent [eidzənt] n -действующая сила, фактор

Alter ['o:ltə] v- изменять Amount [ə'maunt] – количество Ancient ['ein∫ənt] a - древний

Apply [əp'lai] v – 1) применять, употреблять, 2) обращаться

B

Bed [bed] n – залежь

Bend [bend] v- наклоняться

Bit [bit] n - долото

Blur [blə:] v- изглаживать

Bounce [bauns] v- подпрыгивать

Bury ['beri] v- 1) хоронить, 2) прятать

C

Carbon dioxide [ka:bən dai'oksaid] – двуокись углерода

Carbonate ['ka:bəneit] – карбонат (черный алмаз); углекислая соль

Carbonic acid - углекислота

Carve [ka:v] v- вырезать; образовывать

Challenge ['t∫ælindз] n- сомнение, задача

Coal [kəul]- (каменный) уголь

Complex ['kompleks] a- сложный

Component [kəm'pounənt] n- составная часть, компонент Conceivable [kən'si:vəbl] a- постижимый, понятный, возможный

Consumption [kən's٨mp∫n]- потребление, расход Contain [kən'tein] v- содержать в себе

Contract [kən'trækt] v- сжимать (ся), сужаться

Converge [kən'və:dз]- сходиться, сойтись в одну сторону Crack [kræk] v- трескаться, давать трещину

Craftsman [kra:ftsmən]- ремесленник

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Crush [kr٨∫] v- дробить, давить

Crust [kr٨st] n- земная кора Current [k٨rənt] n- ток, течение

D

Data [deitə] n- данные

Deal [di:l] (with) v- иметь дело Decompose[di:kəm'pəuz] v- разлагать, распадаться

Deliver [di'livə] v- доставлять, передавать, читать (лекцию) Deposit [di'po:zit] n- отложение, залежь, осадок, месторождение

Detachable [di'tæt∫əbl] a- съемный, отделяемый

Determine [ditə:min]- 1) определять, устанавливать, 2) решать

Develop [di'veləp] v- развивать (ся)

Device [di'vais] n- средство, устройство Devise [di'vaiz] v- изобретать, выдумывать

Dimension [di'men∫n] n- изменение, величина; объем

Disintegrate [dis'intigreit] v- распадаться, разрушаться Diurnal ['daiə:nl] a- дневной, суточный

Dolomite ['doləmait]- доломит

Drilling rig ['driliŋ rig] n- буровая установка

E

Equilibrium [i:kwi'libriəm] n- равновесие

Erode [i'roud] v- эродировать, разъедать

Erupt [i'r٨pt] v- продлевать, тянуть, расширять

Escape [is'keip] v- вырываться, выходить

Establish [is'tæbli∫] v- устанавливать, учреждать

Estimate ['estimeit] v- оценивать

Evidence ['evidəns] n- очевидность, доказательство

Exist [ig'zist] v- существовать

Expand [iks'pænd] v- расширять

Expansion [iks'pæn∫n] n- расширение

Extend [iks'tend] v- прорываться, извергаться, взрываться

F

Fault [fo:lt] n,v- сбрасывать, рамки Flammable ['flæməbl] a- воспламеняющий

Fold [fould] v- сгибать, сложить

Forbidding [fə'bidiŋ] a- отталкивающий, внушающий отвращение Forge [fo:dз] v- продвигаться

Fossil [fosl] n- ископаемое

Fracture ['frækt∫ə] n- излом, трещина

Framework ['freimwə:k] n- остов, структура, рамки

Fuel [fjuəl] n – топливо, горючее

G

Glacier ['glæsjə(r)] n- ледник, глетчер Grain [grein] n- зерно, крупинка

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Grand [grænd] a- великолепный Grind [graind] v- молоть

H

Harmful ['hа:mful]- вредный

Heating ['hi:tiŋ] n- нагревание

Height [hait] n- высота, возвышенность

Hole [houl] u- отверстие, скважина

Hydrogen ['haidridзən] n- водород

I

Imperial [im'piəriəl] Systemбританская стандартная система мер и весов Imposing [im'pouziŋ] a – внушительный, производящий сильное впечатление

Indicate ['indikeit]- указывать, показывать, означать

Investigate [in'vestigeit] v- расследовать

Involve ['involv] v- вовлекать, включать в себя

J

Join [dзoin] v- присоединять (ся)

L

Landslide ['lændslaid] n- оползень, обвал

Lantern ['lænt(ə)n] n- фонарь

Lettering ['letəriŋ] n-надпись

Liberate ['libəreit] v- освобождать

Limestone ['laimstoun] n- известняк

Loft [loft] a- очень высокий, величественный

Loss [los] – потеря, убыток

M

Melt [melt] v- таять, растворяться, плавиться

Molten ['moultən] a- расплавленный

To map [mæp] v- чертить, составлять план

N

Nature ['neit∫ə] n- природа

О

Obtain [əb'tein] – получать

Occur [ə'kə:] v- иметь место; встречаться, попадаться

Ocean ['ou∫n] n- океан

Odorless ['oudələs] a- непахучий, не имеющий запаха

Opportunity [opə'tju:niti] n- возможность

Overflow [ouvə'flou] v- затоплять, разливаться (о реке и т.д.)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

P

Pebble [pebl] n- галька

Penetrate [penitreit] v- проникать внутрь, проходить

Permanent ['pə:mənənt] a- постоянный Permeability ['pə:miəbiliti] n – проницаемость Petroleum [pə'troliəm] n - нефть

Pile [pail] v- сложить, нагрузить, накапливаться

Plain [plein] n- равнина, рl степи Plateau ['plætou] – плато, плоскогорье Porosity[pə'rositi] n- пористость Precursor [pri: 'kə:sə] n- предвестник

Pressure ['pre∫ə]- давление

Probably ['probəbli] advвероятно

Produce [prə'dju:s] v- добывать, производить Property ['propəti] n- свойство

R

Range [reindз] v- выстраивать (ся) в ряд; простираться, тянуть вдоль Reach [ri:t∫] v- достигать, простираться, протягивать

Recede [ri'si:d] v- отходить, отступать

Recover [ri'k٨və] v- понимать, осознавать, осуществлять

Reduce [ri'dju:s] v- снижать

Refer [ri'fə:] v- ссылаться на что-либо

Refining [ri'fainiŋ] n- переработка

Release [ri'li:s] v- оставаться, выпускать, освобождать

Remain [ri'mein] v- добывать, извлекать

Research [ri'sə:t∫] n,v- исследование, исследовать

Reservoir ['rezewa:] n – коллектор, пласт

Reveal [ri'vi:l] v- обнаруживать, раскрывать

Ridge [ridз] n- гребень (горы)

Rock [rok] n- порода, скала

S

Sandstone ['sændstoun] n- песчаник

Saturation ['sæt∫ərei∫n] n- насыщенность, насыщение

Scoop [sku:p] v- вычерпывать

Sediment ['sedimənt] n- осадок

Sedimentary rock ['sedimentəri]- осадочные породы

Seep [si:p] n- выход, выcачивание (нефти, газа)

Shale [∫eil] n- сланец

Sharp [∫a:p] a- острый, остроконечный

Sheet [∫i:t] n- пласт (геол.)

Shell [∫el] n- раковина, скорлупа, шельф

Shield [∫i:ld] v- прикрывать, заслонять

Significant [sig'nifikənt] a- важный, значительный

Slip [slip] v- скользить

Soften ['soft(ə)n] v- размягчать, смягчать

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Soil [soil] n- почва Solid ['solid] a- твёрдый

Solidification [səlidifi'kei∫n]- отвердение, отвердевание

Solution [sə'lu:∫n] n- 1) раствор, 2) решение Solar ['soulə] – солнечный

Stab [stæb] n- плита, кусок Stable [stæbl] a- стабильный Steam [sti:m] n- пар

Stratum ['streitəm] n- (pl. strata [streitə])- пласт (геол.) Support [sə'po:t] v- поддерживать

Surface ['sə:fis] n- поверхность Survive [sə: 'vaiv] v- выживать

Susceptible [sə'septəbl] a- восприимчивый, подверженный

Swamp [swomp] n- болото, топь

T

Term [tə:m] v- называть (ся)

Thaw [θo:] n- оттепель, v- таять

Tombstone ['tu:mstoun] n- могильная плита

Topple [topl] v- опрокидывать (ся)

Track [træk] n- трасса

Tumble [t٨mbl] v- падать, разрушаться

U

Unit ['ju:nit] n- единица

Universe ['ju:nivə:s] – вселенная, мир, космос

Until [ən'til] prepдо; conj (до тех пор) пока

V

Valuable ['væljuəbl] a- ценный

Vapor ['veipə]- пар, испарение

Viscosity [vis'kositi] n- вязкость

Volume ['volju:m] n- объем

W

Waste [weist] n- отходы Wave [weiv] n- волна

Wear [wеə], (wore, worn), v- изнашивать, стирать (ся)

Weathering ['weðəriŋ] v- выветривание

Wedge [wedз] v- заклинивать, закреплять клином

Welding shop ['weldiŋ] a- сварочная мастерская

Within ['wiðin]- внутри, в пределах

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

математического обеспечения процессов обработки результатов измерений. Подобная ситуация характерна для геологии нефти и газа, нефтегазодобывающей промышленности. Вероятно поэтому остается низким коэффициент успешности в поисково-разведочных работах, все еще мал процент извлечения нефти из пластов. В силу этого нужны новые подходы к изучению геодинамики и напряженного состояния нефтенасыщенных объектов.

В настоящей работе рассматриваются возможности существенного повышения информативности средств сейсмоакустической локации, применяемых для геологоразведки и мониторинга геофизической обстановки залежей нефти и газа, на основе фрактального моделирования рассеяния сейсмических и акустических полей. Показано, в частности, что использование этих методов позволяет осуществлять детальную диагностику геодинамики нефтегазоносных коллекторов при наложенных техногенных процессах. Исследована взаимосвязь между фрактальной структурой неупорядоченной нефтегазонасыщенной упругой среды и фрактонных особенностей сейсмических и акустических волн, распространяющихся и рассеиваемых в ней.

Так фрактальные кластеры, образуемые песчаниками, имеют значения хаусдорфовой размерности D , располагающиеся в интервале D = 2,57 ¸ 2,87, (см., например, [1]). В отсутствие существенных перепадов давления перенос нефти или газа в терригенном коллекторе обусловлен диффузией на фрактале, отвечающем этой среде. Размерность фрактала зависит от сорта песчаника. Фрактальные свойства коллектора проявляются в широком диапазоне размеров песчаных частиц - от 0,1 до 100 мкм.

Хаусдорфова размерность D этого континуального двухфазного кластера определяется соотношением

D = d - b / n , (1)

где d - размерность пространства; b , n - критические термодинамические показатели системы, отвечающие так называемому двухпоказательному скейлингу. В предельном случае мелкозернистых пластов, когда их толщина h существенно превышает характерный размер песчаных частиц L , имеем d = 3 , b = 0,4 , n = 0,88 . При этом D = 2,55 , что совпадает с данными для кластерных систем, составленных из пустот пористого вещества. Если размеры частиц сравнимы с толщиной песчаной пленки, то можно считать, что d = 2 , причем b = 5/36, n = 4,3 и, следовательно, D » 1,9 . Такой промежуточный случай отвечает вариациям фрактальной размерности кластера в интервале 1,9 < D < 2,55 .

Перенос нефти в такой фрактальной структуре характеризуется плотностью вероятности f ( r, t ) найти частицу, помещенную в момент времени t = 0 в точку 0 , в точке r в момент времени t ¹ 0 . Поскольку функция f ( r, t ) является неаналитической и имеет особенности на всех масштабах, то нефтегазоносность коллектора можно описывать в указанных условиях уравнением диффузии на фрактале, которое в сферических координатах имеет вид

, (2)

где F ( r, t - плавная огибающая функции f ( r, t ) , K - обобщенный коэффициент диффузии, x - показатель аномальной диффузии.

Из решения этого уравнения следует выражение для среднего квадрата расстояния <r2> , на которое передвигается частица за время t :

< r2 > = [ K ( 2 + x )2 t ] 2 / ( 2 + x ) G ( z + 2 ( 2 + x ) -1 ) G ( z ) . (3)

Через G ( z ) в (2) , (3) обозначена гамма-функция Эйлера; z = D ( 2 + x )-1 .

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При исследовании волновых процессов в материалах с фрактальной структурой наибольший интерес представляют спектры собственных колебаний фракталов, определяемые на основе аналогии между уравнениями упругих колебаний фракталов и уравнением случайных блужданий на фрактале [ 6,7 ] . Локализованные колебательные состояния на фракталах, сменяющие обычные фононные состояния при частотах, превышающих некоторую частоту перехода (кроссовера), именуются фрактонами. Частотное распределение фрактонов в силу масштабной инвариантности имеет степенной вид, причем показатель степени определяется так называемой фрактонной (спектральной) размерностью

df = 2D / ( 2 + x ) , (4)

выражаемой через показатель аномальной диффузии x > 0 . Фрактонная размерность характеризует размерность пространства в низкочастотной асимптотике плотности колебательных состояний.

Чрезвычайно важной в нефтегазогеологических исследованиях представляется возможность оценить фрактальную размерность неоднородностей земной коры по частотным зависимостям коэффициентов рассеяния сейсмических волн.

Так для Западной Сибири давно актуальна проблема изучения и оценки нефтегазоносности палеозойских образований, представляющих нижний формационнотектонический комплекс плиты. Дело осложняется тем, что в силу особого строения и состояния этого слоя земной коры невозможно получить протяженные отражающие сейсмические горизонты, пригодные для достоверных структурных построений. В мезозойском чехле таких опорных горизонтов много [ 8 ] . Следствием этого явилась неоднозначная оценка перспективности палеозойских отложений, неуверенное картирование и разработка объектов.

Нами предпринята попытка обработки сейсмической информации по профилю, пересекающему ряд месторождений юга Западной Сибири. На временном разрезе выбраны участки, представляющие сложную картину акустических отражений в палеозое. Здесь наблюдается хаотичное распределение отражающих площадок, имеющих фрактальную структуру [ 8 ].

Фрактальная размерность - величина, имеющая много определений и способов вычисления. Важным ее свойством является то, что она входит в соотношения вида

a ( e ) = C e D ,(5)

где a - некоторая величина, зависящая от величины e , которая обычно характеризует линейный размер;C - постоянный коэффициент пропорциональности, а показатель степени D - является фрактальной размерностью. Если прологарифмировать, то в логарифмическом масштабе по e мы получим линейную зависимость с коэффициентом пропорциональности C :

ln a ( e ) = ln C + D ln e . (6)

Это свойство и использовалось в расчетах. По сейсмическому профилю, фрагмент которого показан в работе [ 8 ], в пределах выделенных палеозойских блоков были подсчитаны количества отражающих площадок разных размеров. Логарифмы полученных чисел представлены в виде графиков. Четыре и более точки, соответствующие разным размерам площадок, лежат на одной прямой, наклон которой в каждом случае и дает величину D .

При анализе полученных значений выяснилось, что от участка к участку, если имеется тектонический разлом, значение D резко меняется. Кроме того, между двумя блоками с близкими значениями D имеется третий, находящийся посередине, но с другой D . Здесь можно предполагать наличие структурного осложнения, объединяющего первые два блока.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таким образом, фрактальную величину D можно использовать как один из критериев сходства и различия участков (блоков). Необходимо отметить, что теория протекания была разработана на газожидкостных моделях (вода, заполняющая решетку из ячеек, из которых откачан воздух; воздух вытесняющий глицерин; вода, вытесняющая несмачиваемую жидкость, например нефть, и др.), а также на компьютерных моделях. Причем все перечисленные процессы обнаружили удивительное сходство своих фрактальных свойств. Вместе с тем эту теорию можно перенести и на процессы в твердых телах, если брать геологические масштабы времени, так как твердые тела в определенных условиях пластичны и "текут" подобно жидким. Что же касается пространственных масштабов, то здесь для фрактальных исследований доступен и микро- , и макроуровень, что явствует из самой сути используемого аппарата фрактальной математики.

Фрактальный кластер радиуса r содержит ~ r D узлов кластера. При блуждании на фрактале, как следует из (3), смещение от начального узла составит

r µ t 1 / ( 2 + x ), (7)

где x 0 . В ситуации отсутствия фрактальности x = 0 , и имеет место обычное для диффузии соотношение r µ t 1/2 .

Вероятности нахождения частицы в любом узле на расстоянии r от начального станут одинаковыми через достаточно большое время t при любом r . Поэтому вероятность оказаться через время t в начальном узле i можно представить в виде

wii µ r - D µ r - D/(2+x ) .(8)

В случае колебаний фрактала плотность распределения его колебательных состояний r ( w ) по частотам w определяется на основе аналогии между уравнением упругих колебаний фракталов и уравнением случайных блужданий на фракталах:

. (9)

Фрактонная размерность df = d для плотности обычных фононных состояний на d - мерной регулярной решетке.

Область фрактального поведения реальных фрактальных структур ограничивается некоторым максимальным масштабом l . При этом на масштабах, превышающих l , и , следовательно, на низких частотах, не превышающих некоторую частоту кроссовера wc (l) , реализуется ситуация обычного фононного спектра. На более высоких частотах происходит переход (кроссовер) к фрактонному спектру, что может характеризовать степень нефтегазонасыщенности исследуемых сред.

Напряженность упругой пористой среды связана с ее насыщенностью нефтью или газом. Поэтому вариации во времени фрактонной части спектра будут отражать геодинамику нефтегазонасыщенных систем, обусловленную техногенными процессами. Вместе с тем появляются возможности по пространственным изменениям фрактонных характеристик судить о насыщенности упругой среды нефтью и (или) газом, причем по переходу фрактонов в фононный спектр в ряде реальных ситуаций можно регистрировать границу нефтегазового месторождения.

Поскольку число частиц, составляющих реальный материал, должно соответствовать числу мод колебаний, то плотность состояний фононного ( r p ) и фрактонного ( r f ) спектров в единице объема выражается следующим образом:

, (10)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

, (11)

здесь - число фрактальных фрагментов в единице объема, формирующих

фононную часть спектра;

- число частиц размера l 0 во фрактальном

фрагменте размера l ;

 

(12)

- фрактонная дебаевская частота, определяемая через частоту кроссовера wc .

Фрактонная дебаевская частота, как и обычная дебаевская частота для фононного спектра, в качестве предела интегрирования обеспечивает нормировку числа колебаний на число частиц. Интегрируя плотности r p ( w ) и r f ( w ) на интервалах ( 0 , wc ) и ( wc , wd ) соответственно, получаем, что полное число фононных состояний N p = N , тогда как для фрактонов полное число колебательных мод N f = N ( n - 1 ) . Полное число частиц равно числу всех колебательных состояний:

N = Np + Nf = Nn .(13)

Из (10), (11) следует, что на частоте кроссовера плотность фононных состояний превышает плотность фрактонных состояний:

r p = Nd > r f = Nf df , (14)

так как d > d f . Наличие этой особенности можно использовать для регистрации границ нефтенасыщенной структуры.

Проблема определения размерности фракталов, представленных неупорядоченными упругими средами, решается путем измерения фрактонной размерности сейсмоакустических сигналов. Результаты изучения связи между фрактонным спектром и фрактальными характеристиками упругих сред могут быть использованы для развития методов исследования геодинамики нефтегазоносных систем, геологоразведки и геофизического мониторинга месторождений нефти и газа. Разрабатываемые в настоящее время на основе современных достижений физики фракталов, геофизики и математической физики принципиально новые методы комплексного анализа нефтегеологических систем позволяют конкретизировать информацию о их динамике с учетом сложности топологии нефтегазовых коллекторов, пористой структуры напряженных нефтегазоносных слоев, изменения состояния месторождений под влиянием техногенных процессов.

Список литературы

Смирнов Б.М. Физика фрактальных кластеров. М.: Наука, 1991. Федер Е. Фракталы. М.: Мир, 1991.

Turcotte D.L. Fractals and chaos in geology and geophysics. Cambridge University Press,

1992.

Fractals in petroleum geology and Earth processes. Ed. Barton C.C. and La Pointe P.R., N.Y. and London: Plenum Press, 1995.

Запивалов Н.П., Смирнов Г.И. О фрактальной структуре нефтегазовых месторождений // ДАН, 1995, Т. 341, N 1. С. 110 - 112.

Голубятников В.П., Запивалов Н.П., Иванов В.М., Смирнов Г.И. Фрактальное моделирование обратной задачи рассеяния сейсмических и акустических полей при

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

геологоразведке и геофизическом мониторинге // Труды Межд. семинара "Обратные задачи геофизики". Новосибирск: Изд. ВЦ СО РАН, 1996. С. 72 - 73.

Соколов И.М. Размерности и другие геометрические критические показатели в теории протекания // Успехи физ. наук. 1986. Т. 150, N 2. С. 221 - 256.

Запивалов Н.П. Фрактальная геофлюидодинамика нефтенасыщенных систем // Труды Всерос. науч. конф. "Фундаментальные проблемы нефти и газа". М.: Изд. РАЕН, 1996. Т. 4.

С. 21 - 30.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

свойства и функции. Поэтому уровень антропогенного воздействия должен быть ниже этого порога.

Оценка устойчивости ландшафтов к воздействиям нефтегазового комплекса возможна при установлении связи: воздействие - изменение - последствия. Такой анализ позволяет установить максимальную и минимальную величины воздействия, за пределами которых располагаются области возможности устойчивого развития ландшафта или возникновения необратимых изменений. Применительно к оценке влияния нефтегазового комплекса отметим, что устойчивость ландшафтов зависит, в первую очередь, от общих свойств их компонентов и специфических особенностей воздействия этой отрасли, характера и интенсивности эксплуатации объектов. В составе природных наиболее существенными при оценке устойчивости являются взаимовлияющие и взаимозависимые факторы, отражающие особенности геологического строения, неотектонического режима, рельефа, почвенного и растительного покрова, водного баланса, густоты речной сети, климатических условий и др. В свою очередь, устойчивость природных комплексов и их свойства следует рассматривать в двух аспектах с учетом вертикальных и горизонтальных связей. Они обусловлены взаимодействием следующих основных факторов:

1)водопроницаемости горных пород, являющихся наиболее устойчивой частью (основой) всего комплекса. Именно горные породы, располагающие таким важным показателем, как сопротивляемость, а также участвующие в процессах тектонических поднятий и опусканий, определяют тип и интенсивность эрозии, денудации, карста, дефляции и других деструктивных процессов;

2)рельефа, являющегося по своей сути перераспределителем тепла и влаги и определяющего степень дренированности всего ландшафта, направление транзитного потока вещества (рассеивание, сосредоточение, аккумуляция продуктов техногенеза);

3)кислотно-щелочных и окислительно-восстановительных характеристик, плодородия почв, определяющих способность к разложению биологических компонентов техногенных веществ и самоочищению от них;

4)видового состава и продуктивности растительных сообществ, защищающих поверхность ландшафта от эрозионных и дефляционных процессов, определяющих устойчивость ландшафтов к техногенному воздействию (механическому, химическому и т.д.);

5)интенсивности процессов водообмена, скорости течения, содержания в воде растворенного кислорода, органических и минеральных веществ, способствующих активизации процессов растворимости и разложения загрязняющих веществ;

6)показателя суммарной солнечной радиации, скоростей, повторяемости и направлений ветров, суммы биологически активных температур и т.д.

Указанные выше факторы не только способствуют активизации процессов самоочищения компонентов природной среды, но и определяют динамику ландшафтов, их устойчивость и сопротивляемость к совокупному воздействию антропогенных факторов. Таким образом, они формируют показатели устойчивости компонентов природы и ландшафтов в целом.

Анализируя показатели участия природных факторов в формировании устойчивости компонентов природы, отметим, что геологическое строение является наиболее значимым для оценки потенциальной устойчивости ландшафта. Это определяется составом горных пород, выходящих на поверхность, способностью пропускать концентрации загрязняющих веществ. От этого зависят условия их рассеивания в пространстве или локализации в пределах ограниченных участков. Оно обуславливает также обмен веществ между поверхностными и подземными составляющими стока с суши, и, соответственно,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

определяют показатели распространения загрязняющих веществ в пространстве.

Как было показано выше, очертания рельефа могут способствовать как накоплению техногенного загрязнения, так и его рассеиванию. В большой степени это относится к региональным и глобальным уровням организации природно-территориальных комплексов и геосистем. Так, линейно вытянутые ландшафты представляют собой открытые системы, из которых легко удаляются нефтепродукты. В свою очередь, замкнутые котловины, формирующие соответствующее разнообразие ландшафтов, способствуют не только накоплению загрязняющих веществ, но и обусловливают формирование вторичных процессов, приводящих к коренной деградации природных комплексов. Таким образом, при оценке показателей устойчивости тех или иных ландшафтов необходимо учитывать такие морфологические показатели, как вертикальная и горизонтальная расчлененность рельефа, интенсивность глубинной эрозии, деформация продольных профилей рек и др.

Оценка возможности изменения состояния природных комплексов в условиях влияния хозяйственной деятельности человека может быть осуществлена на основании использования показателей горизонтального эрозионного расчленения. Показатель горизонтального расчленения (А, км/км2) представляет собой отношение суммарной длины водотоков и суходолов к единице площади:

,

где l - суммарная длина всех водотоков и суходолов, км; Р - площадь исследуемого участка, км2.

Интенсивность эрозионного расчленения может быть рассчитана по формуле:

Q

 

 

 

,

 

 

 

где Q - показатель интенсивности эрозионного расчленения, Н - разность абсолютных высот между самой высокой и самой низкой высотными отметками.

Если районы с одинаковыми или близкими климатическими и геологическими особенностями характеризуются различными показателями эрозионного расчленения, то это свидетельствует о сильном влиянии на устойчивость ландшафтов антропогенного фактора.

Следует подчеркнуть, что рельеф является одним из наиболее важных оценочных показателей, так как способствует перераспределению энергии и вещества в системе взаимодействия природных компонентов. Он представляет собой переходное звено в составе взаимообусловленных факторов, интенсивность изменения которого во многом зависит от изменчивости других характеристик природных комплексов. Именно характером рельефа определяется степень дренированности, интенсивности эрозионных процессов и направления поверхностного стока. Для оценки потенциальной устойчивости ландшафта являются значимыми такие характеристики рельефа, как глубина вертикального расчленения и крутизна склонов, которые определяют направление потока вещества и способность ландшафта к самоочищению. Чем выше значения этих параметров и тем больше скорости поверхностного стока, тем значительнее способности природной среды к самоочищению. Это в условиях отсутствия процессов эрозионной деятельности обусловливает и увеличение потенциальной устойчивости ландшафтов. Устойчивость такого элемента рельефа, как склоны, и степень их деформации зависят от процессов, действующих на поверхности склона и в массиве горных пород, слагающих склон. Устойчивость склона может быть выражена коэффициентом, который рассчитывается по следующей формуле:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

n

R

,

Q

 

 

где n - коэффициент устойчивости; R - сумма сил, сопротивляющихся перемещению материала; Q - сумма активных сдвигающих сил.

Если n>1 и R> Q, то склон и слагающие его горные породы находятся в состоянии устойчивого равновесия, и если n<1, то склон находится в неустойчивом состоянии

(Звонкова, 1970).

Устойчивые склоны имеют равновесный профиль, отличаются слабым и количественно равноценным смывом пород и почв в верхней и аккумуляцией в нижней части склона. Равновесные и условно устойчивые склоны по профилю близки к устойчивым, но здесь возможны оползневые и другие деформации, особенно при дополнительных нагрузках. Неустойчивые склоны характеризуются активно действующими оползнями, ростом оврагов и более мелких эрозионных процессов.

Из климатических факторов, влияющих на устойчивость природных компонентов, необходимо в первую очередь учитывать такие показатели, как количество осадков, отношение суммы осадков к испаряемости и сумма активных температур, характеризующие тепло и влагообеспеченность территорий. Кроме этого необходимо учитывать повторяемость ветров, показатели их скоростей и направлений, инверсию температур и циклонические процессы.

Гидрологический режим водных объектов и почво-грунтов определяет влагообеспеченность территорий, состав и свойства природных комплексов, в том числе растительных сообществ, а также условия формирования экзогенных процессов. Таким образом, пространственное и временное распределение увлажненности территории формирует те или иные условия, необходимые для произрастания растительных сообществ и, соответственно, обитания животного мира, способствующих активизации процессов самоочищения природной среды.

Почвенный покров в отличие от геологического строения и рельефа является менее устойчивым природным компонентом. Для определения устойчивости почвы необходимо учитывать отдельные ее характеристики, важнейшей из которых является степень развития и мощность почвенного профиля. В нем существует определенная зависимость: чем мощнее почвенный профиль, лучше инфраструктурные свойства, тем более устойчивы природные комплексы к различным видам воздействия. Для определения устойчивости почв важен и характер рельефа. С увеличением крутизны склона увеличивается интенсивность поверхностного стока, развивается линейная и площадная эрозия, механический смыв почв и их вынос в пониженные элементы рельефа. Таким образом, почвенный покров представляет собой промежуточное звено между геологогоморфологическими и климато-гидрологическими факторами, обладающее способностью трансформировать поверхностный сток в подземный.

Растительный покров является одним из восприимчивых к внешним воздействиям компонентов природной среды. Как показывают наблюдения, воздухоохранная, водоохранная, почвозащитная, хозяйственно-экономическая функции растительного покрова существенно дифференцируются в зависимости от показателей деградации растительных сообществ в соответствии с масштабами и спецификой воздействия антропогенных факторов. Устойчивость растительного покрова зависит от следующих параметров: видового состава, его разнообразия, бонитета, состояния древесного и других ярусов, сомкнутости крон древесного яруса, проективного покрытия травянистого покрова и т.д.

Отметим, что основной целью оценки воздействия нефтегазового комплекса на природную среду является определение ее изменчивости в пространстве и времени с учетом

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

дифференцированного воздействия первичных и вторичных факторов. В ходе анализа состояния природных комплексов и их изменчивости во времени необходимо установить факторы (прямые и косвенные), обусловливающие возможные изменения как компонентов природы, так и природных комплексов в целом.

В то же время в зависимости от отсутствия организованной системы мониторинга за загрязненностью и нарушенностью природных комплексов в различных природных зонах и ограниченности исходных материалов показатели самовосстановления природных комплексов нами оценены на основании использования собственных наблюдений, и опубликованных материалов.

Оценивая восстановительный потенциал по природным зонам РБ, следует отметить, что наибольшей продолжительностью времени восстановления отличается равниннолесная подзона, характеризующаяся как более низкими значениями среднегодовой температуры воздуха, так и низменным характером рельефа и избыточным увлажнением территории. Механически нарушенные территории, отличающиеся полным уничтожением растительных сообществ, характеризуются возобновлением процессов самовосстановления только через 3-5 лет. Характерно, что этот процесс начинается с освоением нарушенной территории сорной (рудеральной) растительностью. В последующем, в ходе сукцессии происходит постепенное увеличение видового состава. На сильно загрязненных нефтью участках процессы самовосстановления происходят заметно медленнее. При этом продолжительность максимального восстановления здесь может быть в несколько раз выше, чем у участков с механическим нарушением местности.

В пределах Предуральской лесостепной зоны в зависимости от заметной активизации окислительно-восстановительных процессов продолжительность самовосстановления природных комплексов достигает 20-30 лет. В зависимости от увлажнения почв на засоленных местообитаниях произрастают лебеда татарская, марь гибридная, ромашка непахучая, хвощ и др.

Степные территории отличаются наиболее высокой самовосстановимостью ландшафтов (15-20 лет). При этом в условиях степей формируются полынно-дерновенно- злаковые ассоциации, а также разнотравно-типчаково-ковыльные и горные степи. Более высокий восстановительный уровень обусловлен тем, что здесь довольно легко распространяются короткоживущие растения. В начале преобладают однолетники и двулетники, в последующем заселяются многолетние растения, полукустарники и кустарники.

В связи с отсутствием эксплуатации нефтяных месторождений в пределах ГорноЛесной, Зауральской лесостепной и Степной подзон в данной работе особенности самовосстановления ландшафтов в их пределах не рассмотрены. В пределах Северовосточной лесостепи, маломощные месторождения нефти в настоящее время находятся лишь на стадии первоначального освоения. Материалы продолжительных наблюдений отсутствуют. В соответствии с этим имеется необходимость всестороннего изучения состояния природных комплексов и активного проведения природоохранных мероприятий.

Список литературы

Арманд А.Д. Наука о ландшафте. М., 1975. 288 с.

Гареев А.М. Оптимизация водоохранных мероприятий в бассейне реки (географоэкологический аспект). СПб.: Гидрометеоиздат, 1995. 192 с.

Глазовская М.А. Технобиогеомы - исходные физико-географические объекты ландшафтно-геохимического прогноза // Вестник МГУ. Сер. География. 1972. № 6. С. 2127.

Звонкова Т.В. Потенциальная естественная устойчивость природной среды и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

комплексов // Геогpафическое обоснование экологических экспертиз. М.: Изд-во МГУ, 1985. С. 38-44.

Солнцева Н.П. Влияние техногенных потоков на морфологию лесных почв в районах нефтедобычи // Добыча полезных ископаемых и геохимия природных экосистем. М.:

Наука, 1982. С. 26-29.

Шакиров А. В. Географо-экологические аспекты охраны природной среды в условиях влияния нефтегазового комплекса на территории Республики Башкортстан. Учебное пособие. Уфа: Изд-во БГУ, 1998. 98 с.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Их отличительные особенности формируются в зависимости от физико-географических условий, степени техногенной нагрузки, уровня устойчивости природных комплексов, их способностью к самоочищению и степенью “упругости”. Районирование позволяет определить типы и масштабы нагрузок в пределах выделенных районов и наметить пути улучшения состояния природной среды с учетом особенностей и специфики взаимодействия естественных и антропогенных факторов. Таким образом, предлагаемые мероприятия по охране природной среды и рациональному природопользованию должны учитывать особенности природно-техногенных районов и, в первую очередь, устойчивость и способность ландшафтов к самоочищению. Районы с низким уровнем устойчивости и способности к самоочищению должны находиться под особым контролем природоохранных организаций. На этих территориях необходимо вести мониторинг природной среды по большому числу параметров.

Ниже автором представлен анализ специфики воздействия техногенных факторов на состояние природных комплексов в разрезе природно-техногенных районов.

1. Северо-Западный природно-техногенный район площадью 17707 км2 занимает территории Буйского и Бельско-Таныпского природно-климатических районов. Более 40 % территории района занято нефтегазоносными площадями. В пределах района 28 месторождений нефти разрабатываются НГДУ “Краснохолмскнефть”, “Арланнефть” и “Южарланнефть”. Общее количество скважин составляет 14909 шт, протяженность нефтепромысловых трубопроводов - 10644 км, магистральных нефте- и продуктопроводов - 248 км. Этот природно-техногенный район отличается самой высокой плотностью размещения скважин (0,84 шт/км2) и нефтепромысловых трубопроводов (0,60 км/км2), а также наибольшими площадями нарушенных участков, непосредственно примыкающих к освоенным участкам (см. таблицу). Поэтому данные показатели определяют высокую техногенную нагрузку на природные комплексы и степень изменения ландшафтов.

Эксплуатация нефтяных месторождений, промысловых и магистральных трубопроводов сочетается с различными видами организационно-хозяйственных мероприятий и уровнем эксплуатации. Отличительной особенностью воздействия нефтегазового комплекса в этом природно-техногенном районе является распространение болот на низменных равнинах, которые способствуют аккумуляции нефти и сточных вод на восстановительных барьерах.

Достаточное атмосферное увлажнение, промывной режим в дренированных почвах создают условия для выщелачивания водорастворимых органических и минеральных загрязняющих веществ, их дальнейшей миграции с грунтовыми и поверхностными водами. Здесь наблюдается временное засоление и заболачивание почв. Для этого района характерна относительно медленная минерализация нефтепродуктов в почвах и водоемах. Этому способствует также относительно неустойчивый характер природных комплексов, сформировавшихся на дерново-подзолистых, чаще суглинистых почвах, с гумусовым горизонтом мощностью не более 10-15 см.

Невысокая теплообеспеченность, сочетающаяся со значительной влажностью, способствует формированию условий с относительно низкой устойчивостью экосистем. В связи с этим работа нефтегазового комплекса должна жестко регламентироваться.

Таблица 1. Характеристика техногенной нагрузки на природные комплексы по природно-техногенным районам РБ

 

 

 

 

 

 

 

Природно-

Площа

Занимаем

Количество

Протяженность

Протяженно

п/

техногенные

дь

ая

нефтепромысло

нефтепромысло

сть

п

районы

района,

площадь,

вых скважин,

вых

магистральн

 

 

км2

%

 

трубопроводов,

ых

 

 

 

 

 

 

трубопровод

 

 

 

 

 

 

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ов,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

шт

шт/км2

км

км/км2

км

км/км

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

Северо-

17707

12,4

14909

0,84

10644

0,60

376

0,02

 

Западный

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

Северо-

19405

13,5

613

0,03

304

0,01

881

0,04

 

Восточный

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

Уфимско-

23287

16,2

5873

0,27

5785

0,24

3702

0,15

 

Чекмагушевс

 

 

 

 

 

 

 

 

 

кий

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

Белебеевский

17344

12,0

7713

0,44

7788

0,45

1492

0,08

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

Ишимбайски

16009

11,1

1909

0,11

1695

0,10

1168

0,07

 

й

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6

Горно-лесной

35779

25,0

-

-

-

-

493

0,01

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

Зауральский

14069

9,8

-

-

-

-

121,7

0,008

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8

По

143600

100

31275

0,21

25585

0,17

8233,

0,05

 

республике

 

 

 

 

 

 

7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Северо-Восточный природно-техногенный район площадью 19405 км2, отличается небольшой концентрацией объектов нефтегазового комплекса. Значительная концентрация объектов обнаруживается на Уфимском плато (Кушкульское месторождение), где пробурено 432 скважины. На севере разрабатываются Кунгакское и Биавашское месторождения, где пробурено 138 скважин. Кроме того в пределах Айско-Юрюзанского понижения нефтегазовые месторождения находятся в ранней стадии разработки. Здесь степень их выработанности составляет всего 0,6 %. Учитывая Метелинское месторождение, где пробурено 23 скважины, и Усть-Икинское - 16 скважин, их плотность в районе составляет 0,03 шт/км2.

Основными источниками воздействия на природные комплексы являются коридоры магистральных газопроводов: Челябинск-Петровск (202 км), Уренгой-Петровск (135 км), Уренгой-Новопсков (136 км) при общей длине газонефтепроводов 881 км и площади, занятой ими, в 1764 га. Плотность трубопроводов составляет 0,04 км/км2.

Район отличается слабой потенциальной устойчивостью природных комплексов, что связано также с относительно низкой теплообеспеченностью, высокой увлажненностью территории. Освоение недавно открытых месторождений нефти и газа может сопровождаться значительными негативными изменениями в состоянии природной среды. Хорошая сохранность природных комплексов в пределах значительных пространств, относительно благоприятные экологические условия определяют необходимость особо бережного подхода к освоению нефтяных богатств [5].

3. Уфимско-Чекмагушевский природно-техногенный район площадью 23287 км2 занимает большую часть Западного Башкортостана. Месторождения нефти разрабатываются НГДУ “Уфанефть” и “Чекмагушнефть”. На территории района расположено 5873 скважины, соответственно их плотность составляет 0,24 шт/км2. Протяженность нефтепромысловой трубопроводной сети достигает 5785 км, показатель плотности - 0,24 км/км2. Для данного района характерны высокая протяженность и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

плотность магистральных нефтегазопроводов. Ширина коридора трубопроводной сети Туймазы-Уфа достигает 180 м. При суммарной протяженности трубопроводов, равной 3702 км, их плотность составляет 0,16 км/км2.

Этот район отличается относительно высокой техногенной нагрузкой. Значительной устойчивости природных комплексов способствуют почвы (темно-серые лесные и черноземы) с хорошим гумусовым горизонтом, высокая биопродуктивность растительных сообществ, активность прохождения окислительно-восстановительных процессов и, соответственно, высокий потенциал самоочищения.

Относительно благоприятные природно-климатические условия способствуют формированию довольно высоких темпов самовосстановления. Здесь период наибольшего самовосстановления природных комплексов по сравнению с Северо-Западным районом менее продолжительный (до 20-30 лет), включает несколько стадий сукцессий. Роль эдификаторов сообществ выполняют древесные породы, отличающиеся как продолжительным периодом роста, так и мощной корневой системой. Луга представлены низкотравно-мятликовыми модификациями с распространением мятлика лугового, тимофеевки луговой, ежи сборной, тысячелистника, черноголовки, клевера лугового и др.

4. Белебеевский природно-техногенный район площадью 17344 км2 занимает Бугульминско-Белебеевскую возвышенность. Более 20 % территории района занято нефтегазоносными месторождениями, которые разрабатываются НГДУ “Аксаковнефть”, “Октябрьскнефть” и “Туймазанефть”. Общий действующий фонд составляет 7713 скважин, расположенных на площади 1929 га. Их плотность составляет 0,44 шт/км2. Общая протяженность нефтепромысловых трубопроводов составляет 7788 км, плотность 0,45 км/км2, что свидетельствует о высокой загруженности территории объектами нефтепромыслов. Протяженность магистральных трубопроводов составляет 1492 км плотностью 0,08 км/км2. Район испытывает высокую техногенную нагрузку, особенно в пределах месторождений, разрабатываемых НГДУ “Туймазанефть”.

Луговая и степная растительность района обладает высоким потенциалом восстановления. Более низок потенциал восстановления лесной растительности, которой для полного восстановления требуется значительно больше времени.

Высокий радиационный баланс способствует быстрому разложению нефтепродуктов, а также испарению летучих фракций нефти. Это усиливает опасность засоления нефтепромысловыми водами почв депрессий и замкнутых водоемов. Механические нарушения при строительстве трубопроводов создают опасность возникновения овражной эрозии.

В районе высок уровень сельскохозяйственной нагрузки, поэтому любые дополнительные нагрузки резко усиливают процессы деградации. В связи с этим необходимо принять меры по минимизации техногенных нагрузок, вызванных работой нефтегазового комплекса, в том числе проведение рекультивации нарушенных территорий.

5. Ишимбайский природно-техногенный район площадью 16009 км2 занимает Предуральский прогиб и западную часть Южно-Уральских понижений. На территории района НГДУ “Ишимбайнефть” разрабатывает 40 месторождений нефти и газа, где эксплуатируются 1909 скважин (плотность 0,11 шт/км2). Занимаемая ими площадь составляет 478 га. Протяженность нефтепромысловых трубопроводов всех видов доходит до 1695 км, плотность - 0,10 км/км2. Протяженность магистральных трубопроводов составляет 1168 км, плотность - 0,07 км/км2. Эти показатели отражают насыщенность района сетью трубопроводов.

Ишимбайский природно-техногенный район отличается существенным превышением испаряемости над осадками и высоким радиационным балансом. Разреженный растительный покров и его легкая ранимость при механических воздействиях создают

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

возможности интенсивной дефляции почв с образованием техногенных форм рельефа. Следует отметить, что повышение температуры в теплый период обусловливает интенсивное разложение нефтепродуктов в почвах и на поверхности водоемов. В то же время здесь наблюдаются случаи осаждения тяжелых фракций на дно водных объектов. В этих районах наблюдается интенсивное засоление почв нефтяными и промысловыми сточными водами с образованием вторичных устойчивых в данных условиях солончаков.

Высокий уровень антропогенной нагрузки в районе в целом превышает порог устойчивости природных комплексов. Поэтому необходимо максимально минимизировать воздействие нефтегазового комплекса и вести мониторинг состояния природной среды с учетом этих особенностей.

6. Горно-лесной природно-техногенный район площадью 35780 км2 располагается в восточном Башкортостане и отличается от других районов отсутствием нефтедобычи. Через территорию районе проходят магистральные газопроводы Ишимбай-Магнитогорск протяженностью 160 км, Стерлитамак-Магнитогорск - 160 км и нефтепровод ИшимбайОрск - 193 км. При общей протяженности трубопроводов 493 км плотность составляет 0,01 км/км2. Техногенный показатель здесь ниже по сравнению с другими районами.

Горно-лесной район (Южно-Уральский) характеризуется процессами, включающими механическую и активную водную миграцию загрязняющих веществ на фоне изменяющихся вместе с высотой ландшафтно-геохимических обстановок. В настоящее время отсутствует добыча нефти. Однако строительство магистральных трубопроводов существенно усиливает нарушение состояния природных комплексов. Это связано со сложным рельефом района, что создает опасность возникновения эрозионных процессов в горных массивах. Рубка лесных коридоров может спровоцировать эрозию на склонах гор и образование оврагов. Разливы нефтепродуктов будут способствовать гибели растительности.

Отсутствие нефтедобычи в определенной степени упрощает задачи по охране природы, которые, в основном, в этих условиях должны включать обеспечение оптимальной основы природопользования в сочетании с заповедным делом.

7. Зауральский природно-техногенный район площадью 14069 км2 занимает юговосточную часть Башкортостана. Рельеф района представлен возвышенной увалистомелкосопочной равниной, сформировался в пределах степной зоны (за исключением Учалинского района). Изменение природной среды обусловлено воздействием преимущественно горнодобывающей промышленности, сельского хозяйства при отсутствии нефтегазодобычи. В данном районе размещены нефтепровод Ишимбай-Орск протяженностью 38 км, газопроводы Ишимбай-Магнитогорск и СтерлитамакМагнитогорск общей протяженностью 83,7 км. Показатель плотности трубопроводной сети составляет 0,008 км/км2, что отражает слабую подверженность природных комплексов воздействиям изучаемых направлений хозяйственной деятельности человека. Для этого района характерна неустойчивость природных комплексов, связанная с засушливостью климата. Из значимых показателей их устойчивости следует отметить довольно слабое проективное покрытие растительного покрова, представленного в северной и предгорной частях равнины ковыльно-разнотравными, а в юго-восточной - ковыльно-типчаковыми степными группировками. Вследствие механических нарушений поверхности почв и уничтожения растительности наряду с эрозией формируются процессы дефляции. Это, в свою очередь, ухудшает и без того низкую способность природных комплексов к самоочищению.

Таким образом, сопоставление природно-техногенных районов позволяет выявить довольно подробную информацию об особенностях техногенных воздействий и изменчивости природных комплексов и экосистем, оценить показатели восстановимости при различных состояниях и факторах, а также нагрузки хозяйственной деятельности

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

человека.

Список литературы

Гареев А.М. Оптимизация водоохранных мероприятий в бассейне рек: Географоэкологический аспект. СПб.: Гидрометеоиздат, 1995. 192 с.

Глазовская М.А. Ландшафтно-геохимические системы и их устойчивость к техногенезу // Биохимические циклы. М.: Наука, 1976. С. 22-27.

Исаченко А.Г. Основы ландшафтоведения и физико-географическое районирование.

М., 1965. 328 с.

Солнцева Н.П. Геохимическая совместимость природных и техногенных потоков // Вопросы географии. М.: Мысль, 1983. Вып. 120. с. 28-40.

Шакиров А.В. Географо-экологические аспекты охраны природной среды в условиях влияния нефтегазового комплекса на территории Республики Башкортостан. Учебное пособие. Уфа: Изд. БашГУ, 1998. 98 с.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Содержание

Предисловие

1. Происхождение нефти и знакомство с ней человека

2.Начало добычи и использования нефти в России

3.Правовые основы развития отечественной нефтяной отрасли в ХП-ХIХ вв.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Предисловие

Одними из главных природных богатств нашей страны являются нефть и газ. Нефтегазовая отрасль хозяйства играет особую роль в отечественной экономике. По добыче нефти и газа Россия сегодня занимает первое место в мире. В настоящее время на её долю приходится почти седьмая часть производства первичных энергоресурсов. В нашей стране сосредоточено около 10% мировых запасов нефти и 15% её добычи, более 36% запасов природного газа и 27% его добычи.

По мнению ведущего специалиста по истории развития отечественной нефтяной промышленности, доктора исторических наук А.А. Иголкина,

сегодня нет необходимости доказывать значение энергетики в экономической и социальной жизни России и мира. Среди многих определений нашей цивилизации есть и такое – «углеводородная». Нефть, газ и уголь образуют тот базис, на котором строится экономика, бытовой уклад, образ жизни современного человека.

Изучение богатой традициями истории российской нефтяной и газовой промышленности в наши дни особенно актуально и полезно. Опыт прошлого помогает более четко осмысливать настоящее и обоснованно прогнозировать будущее. Изучение истории становления и развития нефтегазового дела России – это и познание исторических судеб людей, целеустремленных и талантливых личностей, внесших неоценимый вклад в развитие отечественной и мировой нефтяной и газовой науки и техники и являющихся прекрасным примером нравственного и беззаветного служения своему делу и своему Отечеству.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1. Происхождение нефти и знакомство с ней человека

Слово нефть имеет турецко-персидские корни (neft) и означает горючую маслянистую жидкость со специфическим запахом,

распространенную в осадочной оболочке Земли и являющуюся полезным ископаемым. Мидийское слово «нафата» означает – просачивающаяся,

вытекающая. Нефть состоит из различных углеводородов и соединений,

содержащих, помимо углерода и водорода, гетероатомы: кислород, серу и азот. Цвет нефти варьируется от светло – коричневого до тёмно – бурого.

Диапазон плотности нефти колеблется от весьма лёгкой (0,65 – 0,70 г./см ) до весьма тяжелой (0,98 – 1,05 г./см ). По химическому составу нефть также весьма разнообразна.

Нефть является первичным энергоносителем, на основе которого получают, в качестве вторичных, ряд переработанных продуктов для конечного потребления: бензин, осветительный керосин, реактивное и дизельное топливо, мазут, гудрон, различные нефтяные масла – смазки,

смазочно-охлаждающие, гидравлические, изоляционные, газообразные и жидкие нефтепродукты, используемые в нефтехимической промышленности.

Следует отметить, что получаемые из нефти виды топлива, а из углеводородного сырья органические химикаты и полимеры, сегодня в 10 – 15

раз превышают по стоимости использованную для их производства нефть.

Познание генетической природы нефти проходило в несколько этапов.

Первый этап – условно называемый донаучным – продолжался с древних времен вплоть до средневековья. Так, например, известно, что ученый Агрикола писал, что нефть имеет неорганическое происхождение. Второй этап – период научных гипотез – связан в первую очередь с опубликованием М.В. Ломоносовым в 1763 году исследования «О слоях земных», в котором он высказывал идею о дистилляционном происхождении нефти из того же органического вещества, что и каменные угли. Третий этап – научный – характеризуется трудами ученых, предполагавших неорганическое

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(минеральное) и органическое происхождение нефти. Так, в 1866 году французский химик М. Бертло предположил, что нефть образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. Его соотечественник Г. Биассон в 1871 году выступил с идеей происхождения нефти благодаря взаимодействию воды, раскаленного железа с некоторыми химическими элементами.

Серьезный вклад в развитие научных концепций о происхождении нефти внести русские ученые Д.И. Менделеев и В.Д. Соколов. Первый явился автором минеральной (карбидной) гипотезы, второй изложил космическую теорию происхождения нефти.

ХХ век ознаменовал четвертый этап познания нефтеобразования, для которого стала характерной организация обширных геолого-химических исследований. В нашей стране такие работы осуществлялись, например, в

1925–1926 гг. исследователем А.Д. Архангельским. Следует отметить, что аналогичные проекты велись и в других странах, в частности, в США в 1926

году такие исследования были начаты ученым П. Траском. Однако,

несомненно, главное место среди исследователей генезиса нефти и формирования её залежей принадлежит великому русскому ученому Ивану Михайловичу Губкину (9 (21).09.1871 – 21.04.1939). Он является создателем отечественной нефтяной геологии.

Иван Михайлович родился в селе Поздняково Нижегородской области.

Окончив в 1910 году Петербургский горный институт, на протяжении семилетней работы в Геологическом комитете проявил себя инициативным,

творческим инженером. В 1917 году Иван Михайлович был направлен в США для изучения американской нефтяной промышленности. По предложению В.И. Ленина в 1918 году Губкин вошел в состав Главного нефтяного комитета,

а с 1919 года руководил работой Главсланца. В 1920–1925 гг. он возглавил работу Особой комиссии по изучению курской магнитной аномалии.

На протяжении всей трудовой жизни И.М. Губкин стремился сочетать практическую работу с научной. С 1920 года он являлся профессором, а с 1922

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

– ректором Московской горной академии. В 1930 году Иван Михайлович становится ректором и заведующим кафедрой геологии и нефтяных месторождений Московского нефтяного института. В 1925 году он основывает лабораторию по геофизическим методам разведки в государственном исследовательском нефтяном институте, на базе которой позже создаются различные исследовательские и производственные организации. С 1931 года И.М. Губкин являлся начальником Государственного геологоразведочного управления ВСНХ, на протяжении 1930–1936 гг. – председателем Совета по изучению производительных сил Академии Наук СССР.

Исследования И.М. Губкина главным образом посвящены геологии нефти. Огромное значение имеют его работы по изучению природы и условий формирования нефтяных месторождений Северного Кавказа, на основе которых впоследствии производились поисковые работы в этом регионе.

Основным трудом исследователя, ставшим классическим в своей области,

стало «Учение о нефти», увидевшее свет в 1932 году. В нем автор подробно изложил свою концепцию происхождения нефти, формирования нефтяных месторождений, классифицировал нефтяные залежи, указал закономерности их распределения.

Следует отметить, что исследования И.М. Губкина внесли вклад не только в разработку теоретических проблем, но и имели огромное значение для практики. Так, наибольшую практическую значимость имеют работы И.М. Губкина о создании нефтяной базы между Волгой и Уралом. Его труд

«Урало-Волжская нефтеносная область», вышедший в 1940 году, уже после смерти автора, прогнозировал промышленные перспективы этого участка.

Коллеги, ученики и последователи И.М. Губкина продолжили работу в этой области. Пятый этап в изучении происхождения и свойств нефти совпал с открытием в 1950 – е годы ХХ века нефтяных углеводородов в осадках водоемов. Исследования нефти продолжаются учеными по сей день,

это полезное ископаемое и сегодня является предметом научных дискуссий и открытий.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Историкам ещё предстоит установить, в каком тысячелетии до нашей эры человек обнаружил нефть и начал использовать её полезные свойства.

Библейский рассказ о Вавилонской башне содержит следующие сведения: «И сказали друг другу: наделаем кирпичей, и обожжём огнём; и

стали у них кирпичи вместо камней, а земляная смола вместо извести».

Земляной же смолой в древности назывался природный асфальт, то есть нефть,

из которой улетучились лёгкие вещества.

Библия говорит и о находке иудеями колодца с густой водой во время их переселения в Персию. Когда эту жидкость брызнули на раскаленный жертвенный камень, вспыхнуло пламя. После этого место, где была обнаружена эта вода, стало священным и получило название «нафтар», что значит очищение. Большинство ученых полагают, что описанная в Библии густая вода была ни чем иным, как нефтью. Возможно, это была первая

«встреча» человека с этим полезным ископаемым.

Следует отметить, что в древний период люди не умели добывать нефть

всовременном понимании этого слова, т.е. человек не проникал вглубь земли

впоисках этого полезного ископаемого, а лишь собирал нефть там, где её находил на земной или водной поверхности и где она была легкодоступна.

Так, по свидетельству знаменитого древнегреческого историка Плутарха,

жители Вавилона, Сирии и других государств собирали нефть, обнаружив её на поверхности рек и озер. Методы для непосредственного сбора нефти были разными: использовались различные приспособления крючкообразной формы, черпаки, сетки, ткани и др.

Упоминания о появлении нефти и попытках человека использовать её встречаются уже в древнейших историко – археологических источниках культуры жителей Урарту, Египта, Вавилона, Греции, Рима… Доподлинно не известно, в каких точно регионах нефть появляется изначально, а где начинает использоваться позднее. В исторических источниках Сирия, Индия, Карфаген,

Эфиопия, Египет и некоторые другие восточные территории упоминаются в числе первых, начавших получать и использовать нефть. Что касается

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

западных стран, то они изучили свойства этого полезного ископаемого и приступили к его применению значительно позже, главным образом,

благодаря военным, торговым и культурным контактам с Востоком. После знакомства с полезными свойствами нефти европейцы также начинают её поиск на своих территориях. Такие находки были зафиксированы на территории Албании, Италии и других стран.

Известно, что уже до нашей эры битум и нефть использовались людьми не только в строительных, но и в медицинских целях. Они входили в состав мазей, кремов, суспензий, компрессов и применялись в лечении кожных и простудных заболеваний, травм, поражений суставов. Такие рецепты присутствовали в практике многих известных докторов древности, в

частности, Гиппократа (400 лет до нашей эры), утверждавшего, что нефтяной битум хорошо лечит раны.

Лекарства с частичным добавлением нефти применялись при лечении как людей, так и животных. Римлянин Марк Витрувий (1 век до нашей эры)

имел рецепты лечения ран и кожных заболеваний зверей составом, куда входила нефть.

Русские рукописные лечебники ХУ1-ХУП вв. содержали много советов по лечению черной и белой нефтью. Отечественные врачи применяли ее при лечении кашля, сосудистых заболеваний и др.

Следует сказать, что нефть и по сей день используется в медицине.

Нафталанская нефть, находящаяся в Закавказье (курорт Нафталан), имеет удивительные свойства – она не горит, пахнет свежим сеном и способствует лечению многих заболеваний.

Нефть находила применение и в других областях жизнедеятельности человека, например, широко использовалась при освещении городов.

Известно, что улицы Генуи ещё до нашей эры были освещены при помощи светильников с нефтяным наполнением. Позже такие небольшие примитивные светильники появляются и в домах генуэзцев. В 330 году до нашей эры Александр Македонский отправился в Индийский поход. Помимо

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

территориальных завоеваний, он «привез» в древнюю Элладу и нефть,

обнаруженную им в светильниках гиркан и каспийцев.

Нефть, благодаря своим зажигательным свойствам, до нашей эры применялась не только в мирных, но и в других областях, например, в военном деле. Емкости с горящей нефтью использовались в качестве оружия, ею же пропитывали стрелы, которые при поджоге превращались в факелы. Уже в

«Естественной истории» Плиния Старшего (1 век нашей эры) упоминается о

том, что при осаде городов на врага сбрасывались горшки с нефтью и серой.

Эти свойства нефти не просто являлись одним из элементов,

способствующих более мощному использованию вооружений того времени.

История знает случаи, когда нефть спасала целые города и страны. Так,

значительно позже, уже в УП веке нашей эры при обороне Константинополя от арабского нашествия византийцы разлили в море нефть и подожгли её.

Флот нападающих арабов был немедленно сожжен при попытке подхода к Константинополю. Так была спасена Византия. Это изобретение получило

название «греческий огонь».

Возможно, по его вине князь Игорь потерпел в ХП веке поражение в

битве с половцами. Во всяком случае, известный русский историк

В.Н. Татищев писал: «Хан Кончак имел мужа, умеющего стрелять огнем и зажигать грады…».

Греческий огонь довольно долго применяли в военном деле. Он даже получил юридическое закрепление в российском Уставе ратных дел (1777).

В мирное время «греческий огонь» использовался при проведении

«огневых потех». В «Подлинном и обстоятельном описании построеннаго в Санкт-Петербурге, в генваре 1740 года, Ледяного дома и всех находившихся в нем домовых вещей и уборов, сочиненном для охотников до натуральной науки через Георга Вольганга Крафта» описывается, что этот дом был построен на льду Невы из ледяных плит. Перед домом стояли ледяные скульптуры и, в частности, «слон в надлежащей его величине…так хитро сделан, что…ночью с великим удивлением всех смотрителей горящую нефть

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

выбрасывал». Внутри Ледяного дома стояли столы с помазанными нефтью свечами, которые горели по ночам. Эта масленичная «огневая потеха» императрицы Анны Иоанновны продолжалась еженощно в течение недели.

Нефть широко использовалась в иконописи. В руководстве ХУП века по работе над иконами говорилось: «Писать по полотну. Всякую краску составливай на вотке и прикидывай олифа да нефти, чтоб скорее сохло».

В сельском хозяйстве нефть применялась в составе смеси из битума и серы для защиты плодовых растений от червей и муравьёв.

2. Начало добычи и использования нефти в России

Как и точная дата первого знакомства человека с нефтью, историкам доподлинно неизвестно – когда впервые начали использовать нефть на территории нашей страны. Однако известно, что уже в IХ веке, сражаясь на Черном море, русы подвергались обстрелу горючей смесью из медных труб,

которая была ничем иным, как нефтью. Попадая на суда русов, она начинала пожар, что неминуемо приводило в гибели флотилии.

Более подробные сведения о нефти мы встречаем у арабского путешественника Масуди, побывавшего на территории современного государства Азербайджан на рубеже 1Х-Х вв. В своих заметках он указывает на наличие в окрестностях Баку порядка 500 колодцев с белыми и черными нефтяными маслами. Около Баку (район селения Суханы) был возведен храм огнепоклонников. Здесь люди поклонялись магическому «вечному огню»,

выходящему на поверхность из известняка. Начиная с этого времени апшеронская нефть использовалась не только как топливо, но и как лекарство от суставных и кожных болезней, болей различного характера, некоторых заболеваний внутренних органов. Бакинцы благодарили нефть за то, что их город, в отличие от других, никогда не знал вспышек моровой язвы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В Двинской летописи ХУ1 века содержится упоминание о племени чудь,

которое собирало нефть с поверхности реки Ухты и по её берегам и использовало в качестве медицинского и смазочного средства.

В 1478 году царь Иван 111 завершает присоединение Великого Новгорода к Московскому государству и постепенно стремится расширить влияние Москвы путем подчинения ей северных и северо-восточных территорий. В то время там проживали зыряне (коми), остяки (ханты) и вогулы

(манси). В 1499 году русские князья Курбский и Ушатов основали первое поселение русских на реке Печоре – Пустозерск для сбора дани.

В следующем веке сюда начинают приезжать одиночки – рудознатцы.

По историческим свидетельствам, один из них и доставил добытую с реки Ухты «густую горючую воду» в Москву. Так нефть впервые попала в столицу.

Однако, как местная власть в виде воевод, так и центральная не смогли оценить полезные свойства нефти и найти применения её широкому использованию. Поэтому её масштабное извлечение так и не началось,

Пустозерск и прилегающая к нему территория не стали развиваться, и долгое время этот богатый природными дарами край оставался лишь местом далекой ссылки неугодных царю и церкви. Так, например, в 1667 году сюда прибыл опальный протопоп Аввакум, противник никоновских церковных реформ.

Глава старообрядской церкви 15 лет просидел здесь в земляной тюрьме, после чего в 1682 году идеолог раскола русской православной церкви и его сторонники были приговорены к страшной смерти путем сожжения.

Пустозерский край и его печально известный острог знали и других бунтарей против царской или церковной воли; в нем побывали повстанцы из войск Степана Разина, Кондратия Булавина, Емельяна Пугачева, пленные французы наполеоновской армии, российские революционеры… По мнению ряда исследователей, печальная слава этого края отчасти являлась причиной неохотного его добровольного посещения и все попытки освоения Пустозерской территории по странному стечению обстоятельств не удавались.

Как будто сама природа не хотела отдавать человеку свои богатства.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В 1692 году всё-таки появляется упоминание об ухтинской нефти. На это месторождение «черной нефти» указывает в своей книге «Северная и Восточная Татария» член голландского посольства в Москве Н.К. Витсен. Но в России в это время спрос на нефть был весьма невелик и сообщение голландца, опять-таки, не привело к широкомасштабному освоению региона.

Такое положение сохранялось до начала ХУШ века, то есть до официального государственного упорядочения рудосыскных работ, которые сейчас мы называем геологическими, Петром 1.

Поиск и добыча нефти постепенно велись на разных территориях нашей страны, в том числе там, где она не являлась изначально основным полезным ископаемым. В качестве примера следует привести Сибирь, известную,

прежде всего, добычей золота (до революции Сибирь давала стране около 90%

всего добытого Россией золота). Тем не менее, уже в 1600-е годы на берегах Байкала местные жители находили «каменное масло». В первую очередь, его использовали как лечебное средство от ран, простуды и ревматических болезней. Позднее оно использовалось и в военном деле.

Отметим, что до известного Указа Петра 1 от 24 августа 1700 года

«Об учреждении Приказа Рудокопных дел» работы по поиску и сбору нефти всё же велись, но в небольшом масштабе и бессистемно. В основном, их проводили крупные российские промышленники Демидов, Строганов,

Ягужинский и другие «охочие люди». Отважные русские землепроходцы осваивали не только Сибирь, но и Дальний Восток. Так, благодаря походу казаков во главе с Ерофеем Хабаровым карта нашего государства пополнилась островом Сахалин. И хотя открытие нефти на этом острове произошло значительно позже – в середине Х1Х века, а её научное исследование – лишь в 1889 г. (под руководством горного инженера Л. Бацевича), сахалинская нефть по сей день является важным звеном отечественной нефтяной отрасли.

Итак, именно петровский Указ от 24 августа 1700 года «Об учреждении Приказа Рудокопных дел» начинает отсчёт существования горного права в России.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Скорее всего, юный Петр познакомился с нефтью благодаря своему наставнику, думному дьяку Никите Зотову. Тот в одной из московских аптек показал Петру тёмную жидкость, пояснив, что «она зело горящая, к питью не пригодная…нефть эту добывают наши вологодские купцы из реки Ухты».

Следует сказать, что Петр 1 сам познакомился с горными науками и возможностями использования на практике полезных ископаемых, в том числе нефти, за границей, путешествуя с составе Всевеликого Посольства в 1697–

1698 гг. Он был единственным русским государем, который не только осознавал необходимость использования внутренних природных ресурсов на благо процветания России, но и лично интересовался и увлекался горным делом, что немало способствовало его развитию.

Создание Петром 1 вышеназванного Приказа положило начало и геологической службе России. Первым руководителем нового государственного хозяйственного направления был назначен окольничий А.Т. Лихачев. Приказ рудокопных дел ведал рудосыскным делом,

подготовкой квалифицированных специалистов в данной области, поиском мест для проведения строительства рудников и заводов, учетом добычи и выплавки, штрафами и иными наказаниями за нерадивость в работе в рамках компетенции данного ведомства. Интересно, что позже, несмотря на упразднение системы Приказов в 1712 году, спустя три года Петр вывел обратно полномочия Приказа рудокопных дел из губернского ведения и решил

«Рудному Приказу быть по-прежнему». (Правда, позже, в 1718 году Приказ всё-таки был окончательно упразднен).

Отметим, что царь сразу осознал огромное значение нефти для государства, о чем свидетельствует такой факт. Учредив первую в России печатную газету «Ведомости» 16 декабря 1702 года, выходившую под его личным непосредственным контролем, в первый же её номер была помещена информация о нахождении на реке Сок в районе Казани «много нефти»…

Таким образом, в «Ведомостях», впервые вышедших в свет 2 января 1703 года,

появилось первое печатное упоминание о нахождении нефти в нашей стране.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Во время персидского похода (1722 год) царь лично осматривает два нефтяных колодца в районе Дербента.

Российский Государственный Архив древних актов хранит интереснейший документ – Указ Петра 1 обер-прокурору Сената П.И. Ягужинскому от 31 марта 1713 года: «По получении сего письма скажи в Сенате, чтоб нефти довольное число, а именно чтоб ведер десять или больше мерою, прислали сюды, также пожарных ручных водоливных труб десяток. Все сие пришли с сим посланным; также поиши какого малова,

который бы умел гораздо по-голаски и по-руски, и что не очень глуп был и привези ево с собою».

В 1719 году опять же по инициативе царя Петра 1 в Москве была учреждена Берг – Коллегия (сначала именовавшаяся Берг – привилегия),

взявшая на себя функции упраздненного ранее Приказа рудокопных дел и некоторые новые. Она появилась по Именному Указу императора от 10

декабря «Об учреждении Берг-Коллегиума для ведения в оном дел о рудах и

минералах». Руководил работой Коллегии приближенный к Петру 1 граф Яков Вилимович Брюс. Одной из её задач было освидетельствование нефтяных источников.

В Указе подчёркивалось большое значение освоения полезных ископаемых для государства, владеющего их значительными запасами.

Государство поощряло поиск полезных ископаемых и, в первую очередь, нефти. Берг – Коллегия была вправе ссужать предпринимателей на льготных условиях, частично освобождать от налогов для становления дела,

освобождать числящихся в посадских людях и купцов от государственных служб. Берг-Коллегии предписывалось оказывать рудознатцам «какую помощь от них требовать будут». Однако иногда это ведомство как помогало, так и препятствовало работе подведомственных ему предприятий,

ведя их к полному разорению. Так случилось, например, с нефтяным заводом Ф.С. Прядунова, сначала получившего льготы от Коллегии, а спустя несколько лет – непосильное бремя по поставкам нефти государству,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

приведшее некогда процветающее предприятие к разорению, а самого предпринимателя – в долговую тюрьму.

Любой житель России мог обратиться в Берг – Коллегию с информацией о находке нефти в том или ином районе, поскольку Указ 1719 года давал право

«всем и каждому, независимо от чина и достоинства во всех местах, как на собственных, так и на чужих землях искать, добывать и выплавлять всякие металлы».

При обнаружении полезных ископаемых предписывалось сообщить об этом в Коллегию или её представителям на местах – Берг-Офицерам, а затем прислать пробы найденного. После экспертизы Коллегия должна была дать ответ о целесообразности ведения разработки. При положительном ответе обратившийся получал Привилегию на строительство завода или рудника на месте открытого источника. Он также был вправе получить кредит, закупать топливо по льготным ценам и др.

Собственники земель имели приоритетное право на разработку месторождений на своей территории только в случае, если заявили об этом заранее. В случае отказа от ведения работ они обязаны были передать это право другому лицу, которое выплачивало им впоследствии деньги за пользование недрами в размере 1/32 доли прибыли. За сокрытие информации о нахождении полезных ископаемых или препятствие к их освоению предусматривалось наказание вплоть до смертной казни.

Указ 1719 года впервые закрепил горную регалию, т.е. установил исключительную государственную собственность на недра.

Как и большинство российских законодательных актов, Указ неоднократно нарушался, в том числе, со стороны чиновников. Так, например,

предписывалось оказывать всяческое содействие не только промышленникам,

но и их наследникам, если они эффективно осуществляют производство.

Однако истории первых нефтяных предпринимателей говорят об обратном.

Первый российский законодательный акт, регулирующий отношения в сфере добычи полезных ископаемых, по мнению ведущего современного

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

специалиста в области горного права профессора А.И. Перчика,

сформулировал основные принципы этой отрасли, по существу не

изменившиеся до сих пор:

1.государственная собственность на недра (горная регалия) и любая форма собственности на добытые природные ресурсы;

2.отделение права собственности на землю и недра (так называемый принцип горной свободы);

3.платность недропользования;

4.требование рациональной разработки месторождений и охраны недр;

5.свобода горного предпринимательства с ограничениями,

касающимися лишь отдельных видов полезных ископаемых (например,

золота).

В 1721 году в Коллегию обратился Григорий Черепанов, обнаруживший на реке Ухте нефтяной ключ. Вышедший вскоре Указ Берг – Коллегии от 5

мая 1721 года гласил: «А нефтятой ключ в Пустозерском уезде по Ухти речке велеть освидетельствовать и учинить из него пробу Архангелогороцкой губернии аптекарю или кому из них пристойно, хто б во оном знал искуство.

И для то велеть ему туда ехать немедленно, и по пробе, ежели из него будет прямая нефть, то оную освидетельствав, и каким рядом оную производить,

и будет ли из оного прибыль, и ему, оптекарю, изследовав и подписав своё мнение, писать о том имянно и тое невтяную пробу прислать в Санкт – Питербурх в Берх – коллегию ради подлинного усмотрения…». К сожалению,

по разным причинам – волокита, большие для того времени расстояния – результаты освидетельствования были получены лишь в 1723 году, а сама нефть в количестве восьми бутылей была доставлена в Петербург и того позже

– в 1724. Затем царь отправил полученные образцы ухтинской нефти в Голландию для подробнейшего исследования её качеств, а самого Черепанова наградил шестью рублями, для поощрения охоты его и других к поисковому делу.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Интересно, что несмотря на явный большой интерес к находке Черепанова не только Берг – Коллегии, но и самого государя, активную переписку по этому поводу разных инстанций, привлечение зарубежных специалистов к исследованию этого источника, его освоение надолго затянулось, и в исторических архивах информация о дальнейшей разработке находки Черепанова отсутствуют… Только через 20 лет здесь появится известный тогда рудообыскатель Ф.С. Прядунов и обратит внимание на источник, обнаруженный ранее Г. Черепановым. Причем, Прядунов «откроет» этот источник нефти ещё раз, не подозревая о находке своего предшественника, о чем письменно уведомит Берг – Коллегию и попросит разрешить вести добычу из обнаруженного нефтяного источника.

В связи с вышесказанным возникает вопрос – почему находка Григория Черепанова, активно обсуждаемая на государственном уровне, так и не была использована государством? Скорее всего, после смерти Петра 1, лично курировавшего этот вопрос, императрица Екатерина 1 просто забыла о ней,

будучи слабо осведомленной и не интересующейся этими вопросами.

Тем не менее, и при жизни Петра 1, и после его смерти находки в виде нефтяных источников государством поощрялись. Сохранилось множество записок, доношений различных людей об этом. Так, старшина деревни Надырова сообщает о находке и возможном строительстве завода: «В прошлом

1752-м году обыскали мы, нижайше, на собственных своих крепостных дачах в Уфимском уезде на Казанской дороге по Сок реке по обе стороны, выше Сергиевска – городка, вверх едучи по правую сторону подле горы Сартеата,

при которой маленькое озерко. И в том озерке имметца нефть черная, да повыше Сергиевского рубежа по реке, по-русски называемой Сургуте, а по-

татарски Кукурте, в середине той Кукорты вверх едучи, по правой стороне речка Чесноковка да речка Козловка, а повыше той речки Козловки земля отставного драгуна деревня Сомбасы, напротив ево дачи за рекою Кукорты имеетца лес и речка Карамалы в наших дачах, на которой удобно построить нефтяной завод».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Об открытии нефтяных месторождений сообщалось в печати. Так,

например, газета «Ведомости» 2 января 1703 года сообщала: «Из Казани пишут, на реке Соку нашли много нефти…». Таким образом, более 300 лет назад стало известно о нефтеносных участках в Поволжье и на юге Волго – Уральской территории. Важным стимулом для освоения этого региона стала не только сама возможность добычи нефти, но и близкое расположение участков к реке Волге, что давало возможность организовывать вывоз добытого сырья.

Источники нефти по рекам Сок и Сургут уже в 1736 году были описаны Берг – Коллегией и нанесены на карту. Позже купцы, предприниматели и просто «охотничьи люди» сообщали об открытии других источников на Волге,

около города Тетюши, за рекой Инзер уфимского уезда и др.

В середине 1700-х выдающийся ученый – краевед, первый член – корреспондент Санкт – Петербургской академии наук П.И. Рычков в своих исследованиях указывал на наличие нефти на правобережной Волге, на территории современного Татарстана и прилегающих к нему участках Урало

– Поволжья. Во многом его работы предопределили развитие нефтяного дела на этих трерриториях.

Возвращаясь к личности Петра 1 отметим, что он поощрял не только

«охочих до поиска нефти людей», но и своих ближайших друзей,

сподвижников, помогавших ему в развитии горного дела. Так, близкий к царю Василий Никитич Татищев, образованнейший человек того времени, был направлен Петром на Урал для строительства заводов. Но для этого необходимы были специалисты, которые впоследствии могли бы на них работать. Поэтому В.Н. Татищев начал с открытия в 1721 году первых в России горных школ. Позднее Петр учреждает и другие учебные заведения,

призванные сформировать специалистов, в том числе, горного дела. Так, в 1724 году он обращается в Сенат с проектом создания Академии наук и художеств и получает его поддержку. Открытие Академии состоялось уже

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

после смерти Петра 1 по указу его вдовы, императрицы Екатерины 1 в 1725

году.

Что касается самого Петра, то он не ограничивался лишь научными изысканиями и поощрениями в развитии горного дела. Заинтересовавшись апшеронской нефтью, находящейся в то время на территории Персии и приносившей огромный доход персидскому шаху он затевает Персидский поход 1722–1723 гг. Естественно, он не ставил единственной целью присвоение нефтяных месторождений, однако, интерес к нефти играл не последнюю роль при принятии решения о военных действиях.

3. Правовые основы развития отечественной нефтяной отрасли в

ХVП-Х1Х вв.

Российская история богата именами выдающихся отечественных предпринимателей. Они служили государству и своему народу. Благодаря их труду и настойчивости Россия являлась передовой страной с динамично развивающейся экономикой.

Первым русским нефтяным предпринимателем по праву считается

Федор Савельевич Прядунов (1674–1753). Неоспорим его вклад в развитие российского нефтяного дела.

Прядунов родился в городе Каргополе в семье старообрядцев – раскольников, успешно занимался рудопоисковым делом. До находки ухтинского нефтяного источника он уже был известным рудоискателем – в 1732 году вместе с Е.М. Собинским и Ф.Я. Чирцовым он обнаружил серебряное месторождение на Медвежьем острове Белого моря.

Ухтинское месторождение нефти он обнаружил в 1745 году.

Обратившись в Берг – Коллегию, он не только получает разрешение на добычу найденной нефти, строительство небольшого завода на этом источнике, но и право на распоряжение добытой нефти в течение двух лет без уплаты десятины. Налоговые льготы, выражаясь современным языком,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

предоставлялись Прядунову «для придания лучшей ему охоты», т.е. таким образом, государство поощряло предпринимательство. При этом он был обязан дважды в году – в январе и июле – сообщать письменно рапортом в Коллегию о состоянии дел.

Уже в 1746 году завод первого российского нефтяного предпринимателя Прядунова начал работу. По его сведениям, представленным в Берг – Коллегию, строительство обошлось его в «довольную сумму денег» – 500

рублей. На заводе работали сам Федор Савельевич, его сын Степан Федорович и наемные рабочие, оплата труда которых производилась «хлебом и харчом» из расчета 35 – 40 рублей на человека в год.

Прядунов организует не только добычу, но и переработку нефти,

перегоняя, «передваивая» сырье через куб с водой. Таким способом предприниматель получал, например, осветительный материал на нефтяной основе. Естественно, первое в мире нефтеперегонное производство Прядунова по своим инженерно – техническим характеристикам было далеко не совершенно. В основе его работы была «однокубовая система»,

представлявшая собой четырехугольный сруб, наполовину погруженный в воду, внутри которого находилось устройство в виде чана с отверстием в дне.

Это устройство ставилось на подводный нефтяной ключ и таким способом собиралась нефть. Несмотря на каменный водорез, весной при разливе воды в половодье завод подвергался постоянному разрушению. Сам Прядунов писал,

что весенний паводок уносил и плотину, и завод «без остатку». Однако сооружение быстро восстанавливалось, добыча и перегонка нефти продолжались. После было решено поставить «бездонную бочку» вместо деревянного сруба на нефтяном ключе, куда собиралась нефть.

Всего Прядуновым было добыто 220 пудов нефти. Таким образом, за 80

лет до появления производства братьев Дубининых Федор Прядунов создал первое в мире нефтеперегонное предприятие, по аналогии с технологией которого появилась однокубовая нефтеперегонная установка Дубининых.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Двоенная нефть», т.е. «белая, не сырая», прошедшая перегонку, не могла быть дешевой, т. к. требовались большие затраты на её производство и транспортировку. Ведь только её перевозка от места добычи и перегонки стоила 1, 5 рубля за пуд. Путь был неблизким, утомительным и опасным: от Ухты до Архангельска 1000 верст «лесами, снегами и реками», на оленях;

затем до Москвы на лошадях.

Нефть использовалась как осветительный материал, в медицинских и других производствах, продавалась оптом и в розницу. Любопытно, что Федор Савельевич решил попробовать себя и в роли лекаря, однако, потерпел на этом поприще неудачу. Путешественник академик И.И. Лепехин писал, что он

«…земляным маслом напоследок вздумал лечить всякие болезни разного чина людей в Москве. По сей причине главная медицинская канцелярия приносила на него жалобу в Правительствующем Сенате. Сенат запретил печатным указом, разосланным во все города, производить в действие сию новую неиспытанную площадного лекаря врачебную практику».

В среднем, Прядунов продавал свою «двоенную» чистую нефть по 30

рублей, в то время как сырая Бакинская нефть стоила 6 – 7 рублей за пуд.

Прядуновская нефть была в Москве популярна, пользовалась спросом и поначалу была достаточно прибыльной. Однако, в 1749 году Берг – Коллегия обязала предприятие Федора Савельевича поставлять в Московскую главную аптеку сырую нефть для медицинских нужд по очень низкой цене, что в конечном итоге стало приносить предпринимателю убытки. Этот произвол чиновников Коллегии привел его к банкротству. В 1751 году он был заключен в московскую долговую тюрьму за долг в 35 рублей 23 копейки десятинных денег, где он заболел и скончался в марте 1753 года.

После кончины Федора Савельевича завод унаследовала его вдова,

Федосья Сергеевна Прядунова. Но поскольку семья Прядуновых (Федосья Сергеевна, сын Степан и дочери Анисья и Матрена) находилась в тяжелом материальном положении и не способна была оплатить оставшиеся после

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

смерти главы семьи векселя, завод был продан купцу из Вологды Андрею Нагавикову.

Купец управлял заводом до 1760 года, после его смерти он перешел в руки Ивана Мингалева, с 1760 года заводом владел купец Михаил Баженов.

Скорее всего, он стал последним или предпоследним владельцем предприятия Прядунова. Есть исторические свидетельства, что непродолжительный период завод также находился в руках сына Федора Савельевича – Степана Федоровича Прядунова, но, по разным источникам, он или исчез, или, скорее всего, скончался вскоре после смерти отца. Так или иначе, за заводом закрепилась дурная слава, подтверждавшая, что он не сможет существовать без своего настоящего хозяина – Федора Прядунова. И действительно, все, кто пытался завладеть этим нефтяным предприятием, после него вскоре умирали.

Впоследствии люди стали бояться ухтинского завода, и кто-то из наследников последних владельцев из суеверия оставил его. Есть также историческая версия, что завод сгорел в последней четверти ХУШ века и больше не восстанавливался. Предположительно, последние свидетельства о существовании предприятия Прядунова относятся к 1772 году, в которых говорится о некогда прибыльном заводе, а «теперь, как сказывают, не токмо видны остатки прибыточнаго сего заведения, но даже едва и кубы ещё не существуют».

Так окончилась история первого в мире нефтедобывающего и перерабатывающего завода, в разные годы дававшего следующее количество нефти:

Владелец

год

кг добытой нефти

 

 

 

Ф. Прядунов

1751

352

 

 

 

А. Нагавиков

1757

580

 

 

 

А. Нагавиков

1758

586

 

 

 

М. Баженов

1766

410

 

 

 

М. Баженов

1767

656

 

 

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Законодательной базой добычи полезных ископаемых, включая нефть, в

этот период оставался вышеупомянутый петровский Указ. Однако в 1739 году императрица Анна Иоанновна его детализирует своим указом, называвшимся Берг-регламент. Он давал право вести недропользование не только российским подданным, но и иностранным. Изменялась сумма и форма платы землевладельцу за добычу ископаемых на его территории. В 1740 году

императрица разрешила приватизацию горных заводов.

Взошедшая на российский престол Елизавета Петровна в данной области вела политику возврата к петровским идеям. Она восстановила Берг-

Коллегию и подчинила её Сенату. В это время неоднократно менялась политика государства в отношении монопольного права государства,

дворянства на владение недрами. С одной стороны, государство стремилось сохранить монополию, с другой – периодически вынуждено было её нарушать

из-за финансовых трудностей.

Манифест 28 июня 1782 года, детище Екатерины П, давал беспрецедентные права собственникам земли: «право полной частной собственности объемлет не одну поверхность земли, но и самоё её недро…»,

упразднив горную регалию.

В ХУШ веке предпринимались и другие шаги по поиску и разработке нефтяных месторождений, перегонке нефти, например, в окрестностях города Оренбурга и на территории Башкирии. Так, достаточно крупным заводом,

построенном на башкирской реке Курган было предприятие графа

С. Ягужинского, владельца двух нефтяных источников. Однако до Х1Х века добыча и переработка нефти велась не очень активно, и крупные предприятия этого направления не развивались по совокупности причин.

Во-первых, государство пока не нуждалось в большом количестве этого сырья; во-вторых, сдавая предпринимателям нефтяные источники в аренду и разрешая торговать нефтью, государство устанавливало максимальную цену,

по которой заводчик мог продавать добытое сырьё; в-третьих, разведка,

строительство заводских сооружений, наемный труд рабочих,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

транспортировка нефти к потребителям в крупные города России делало процесс весьма капиталоемким, особенно, если дело касалось неизведанных районов, когда уверенности в обнаружении источника не было, а затраты на поиск были существенными. Необходимо было обладать значительным капиталом для начала такого производства. По этим и другим причинам нефтяное дело развивалось медленно.

В Х1Х веке появляются новые идеи, технологические открытия в области добычи и переработки нефти и, следовательно, начинается новый виток развития нефтяного дела. Он связан с именами таких прославленных

инженеров,

предпринимателей,

общественных

деятелей

как

Н.И. Воскобойников, М.К. Сидоров,

А.Н. Новосильцев, В.А., Г.А. и

М.А. Дубинины,

В.А. Кокорев,

П.И. Губонин,

В.И. Рагозин,

А.И. Манташев, семьи Ротшильдов, Нобелей и других.

 

 

Постепенно добыча полезных ископаемых становится значительным

источником государственных доходов, в связи с чем формируется новое горное законодательство.

В 1806 году публикуется проект Горного положения. Государство планировало опробовать его на практике с 1807 по 1812 гг., затем доработать и утвердить окончательно. Однако Отечественная война 1812 года не дала сбыться этим планам, и проект действовал до 1832 года.

Изданный в 1832 году «Свод учреждений и уставов горного управления» в 7 томе первого Свода законов Российской империи является первой публикацией основ отечественного горного законодательства. Основу этого акта составил проект Горного положения 1806 года и ряд последовавших за ним указов, распоряжений и инструкций. По существу это – первое официальное издание Устава Горного Российской Империи.

Устав Горный представлял собой весьма объемный нормативный правовой акт, состоявший из 1847 статей. Он содержал введение и три книги.

Введение формулировало важнейшую категорию «горный промысел», под которым понимался поиск, добыча, очистка, обработка полезных ископаемых,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

находящихся на поверхности или в недрах земли. Таким образом, была конкретизирована область применения данного акта. Соответственно, добыча нефти подпадала под данную категорию.

Книги 1 и 2 содержали правила владения горными промыслами,

заводами, регламентировали порядок использования рабочей силы,

устанавливали платежи за недропользование, контроль со стороны государства и т.д. на горных заводах в области Уральского хребта и вне её.

Книга 3 устанавливала ответственность за нарушение горного законодательства.

Устав Горный устанавливал как порядок ведения поисковых работ,

добычи ископаемых на государственных землях, так и на частных. В

последнем случае закреплялись широкие права горнопромышленников,

которым разрешалось пользоваться помещичьими землями в течение всего срока проведения горных работ, за что хозяину предоставлялись либо равноценные участки, либо компенсации.

Несмотря на большое значение Устава Горного 1832 года, в первом издании он не содержал правовых норм, касающихся именно нефтяных промыслов. Поэтому первым нормативным правовым актом в области добычи нефти, вероятно, следует считать Инструкцию о нефтяном промысле от 14

ноября 1839 года, изданную Горным Департаментом Министерства финансов.

Она регулировала вопросы управления казенными нефтяными промыслами на Каспии.

В 1842 году осуществляется второе издание Устава. Он был дополнен,

переработан и опубликован в 7 томе нового издания Свода законов Российской Империи, называвшемся «Уставы монетный, горный, о соли». По сравнению с первым изданием, документ стал ещё более объемным – количество книг увеличилось с 3 до 5, число статей – с 1847 до 2653.

Появились специальные разделы, регулирующие особенности разработки ряда полезных ископаемых, в том числе нефти, например, «О нефтяных промыслах на землях Черноморского войска».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Третье издание Устава Горного в составе переизданного Свода Законов Российской империи 1857 года практически не изменило текст Устава, изданного в 1842 году. Однако в нем появилась норма о порядке добычи нефти в Дербентском уезде.

В последующие годы Правительствующий Сенат и Министерство Государственных Имуществ принимают ряд актов, регулирующих добычу нефти, предоставление нефтеносных участков в пользование, нефтеперевозку.

Эти документы были собраны воедино во второй редакции Правил о нефтяном производстве от 3 июня 1892 года. Позже сами Правила вошли в текст Устава Горного 1893 года.

Присоединение к России Кавказа вызвало интерес российских предпринимателей к переработке местной нефти и строительству нефтяных заводов на Кавказе. По проектам подполковника корпуса горных инженеров

Н.И. Воскобойникова (1803 – ?) в окрестности Баку Балаханах, у подножия вулкана Бог-Бог строится нефтеперегонный завод, работающий по новой технологии. Прогрессивность технологии производства этого предприятия не раз отмечалась специалистами – современниками.

Завод, производящий горючее, для нагрева нефти впервые в истории использует природный газ. Воскобойников внедряет проведение буровых работ на нефть на Биби – Эйбатских промыслах. Бурение представляет собой совокупность работ по проведению в земной коре буровых скважин для разведки полезных ископаемых, добычи жидких и газообразных полезных ископаемых, для взрывных работ.

Будучи управляющим Бакинскими и Ширванскими нефтяными и соляными промыслами, он ведет переговоры с Советом Главного управления Закавказского края и главнокомандующим краем о бурении нефтяных скважин и финансировании этого мероприятия. Совет поддерживает просьбу управляющего и по его ходатайству правительство дает разрешение на бурение, однако, средства финансирования бурения поступают в

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

распоряжение Воскобойникова от Министерства финансов лишь спустя два года.

В 1846 году по инициативе Николая Воскобойникова горные инженеры К. Юндзилл, П. Кульшин, И. Комаров приступают к работам по бурению,

имевшим большой успех: 14 июля впервые в мире была пробурена нефтяная скважина! (К сожалению, и в современной литературе, в том числе отечественной, нередко можно прочесть, будто впервые в мире машинное бурение нефти было осуществлено в 1859 году полковником Дрэйком в штате Оклахома США). Однако судьба такого революционного открытия в нефтяном деле оказалась весьма непростой, как и судьба его автора. Ведущие специалисты в области нефтедобычи Абих, Баерн и другие выступили с резкой критикой в адрес «неперспективного и непригодного способа добычи нефти».

Эту точку зрения поддержало правительство, наложившее запрет на бурение.

Оно было «реабилитировано» лишь через 20 лет – в 1869 году предприниматель – откупщик И.М. Мирзоев получил право на бурение. Его первый опыт бурения был неудачным: из скважины глубиной 64 метра на балаханской территории разлетался поток смеси из газа, песка и воды.

Побоявшись «злобы шайтана» было решено работы не продолжать. Спустя несколько лет Мирзоев всё-таки отважился пробурить ещё одну скважину недалеко от первой, но уже не такую глубокую – 45 метров. Она и начала давать нефть, а в след за ней и другие скважины предприятия Мирзоева. После успешного бурения строительство новых нефтяных колодцев было практически прекращено, а количество пробуренных скважин, напротив,

вскоре стало расти, что наглядно иллюстрирует таблица с данными по Бакинскому району:

Год

количество скважин

количество колодцев

 

 

 

1873

9

158

 

 

 

1874

26

185

 

 

 

1875

55

170

 

 

 

1876

62

62

 

 

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Что же касается судьбы самого инженера Н.И. Воскобойникова, то она печально напоминает жизнь Ф.С. Прядунова. Против него было возбуждено уголовное дело по ложному доносу, в 1838 году он был смещен с должности директора промыслов, затем осужден, а завод в 1839 году по производственным причинам ликвидирован. Спустя некоторое время была обнаружена следственно – судебная ошибка и Воскобойникова оправдали, но он так и не смог вернуться к нефтяному делу.

Врайоне города Анапы был установлен памятник

«Первооткрывательнице нефти в России». Он разместился у скважины,

пробуренной в 1864 году под руководством другого замечательного инженера

– А.Н. Новосильцева. Однако это произошло спустя почти 20 лет, и «новосильцевская скважина», конечно, на самом деле первооткрывательницей не является, просто скважина Воскобойникова была незаслуженно забыта и историческая справедливость до сих пор не восстановлена.

Вторым после завода Н.И. Воскобойникова на Апшероне был построен нефтеперегонный завод Василия Александровича Кокорева (1817–1889).

Личность Василия Александровича стоит в ряду самых значительных и богатейших предпринимателей Х1Х столетия – К.Т. Солдатенкова,

А.А. Пороховщикова, С.В. Морозова, С.И. Мамонтова, М.Я. Рябушинского,

Ф.А. Гучкова. Однако именно о В.А. Кокореве так отзывались биографы:

«Наше купеческое сословие мало выставило людей, которые могли бы равняться с Кокоревым игрой ума, талантами и характером, да и немного по всей России за полстолетия сыщется людей такого калибра». Даже среди равных Василий Александрович считался «оракулом».

Как и многие прославившиеся предприниматели столетия, Василий Александрович происходил из старообрядческой семьи, родился в Вологде.

Образования он так и не получил, а, едва обучившись читать и считать, стал помогать отцу – владельцу небольшого солеваренного завода – в торговых делах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В сферу коммерческих интересов предпринимателя входило виноделие,

добыча золота, пароходостроение, строительство железных дорог и банковское дело. Наибольшей заслугой В.А. Кокорева в глазах русского общества стал его вклад в развитие отечественного нефтяного дела. Имея достаточный капитал и объединив его с финансами банкира, купца 1-й

гильдии П.И. Губонина, он создает в 1857 году в Баку «Закавказское торговое общество». В этом же году общество покупает участок земли в Сураханах и в течение трех лет здесь строится керосиновый завод. Он производил сырьё по новой технологии, в итоге получая керосин очень высокого качества. Чтобы потребитель почувствовал его «торговую марку», заводчик назвал производимый продукт фотонафтилем, а само предприятие стало называться

«Фотонафтильный завод Кокорева».

Для усовершенствования технологических процессов на производстве

(например, при перегонке нефти) Василий Александрович приглашал для консультаций ведущих специалистов того времени – Д.И. Менделеева из Петербургского и В.Е. Эйхлера из Московского Университета. Качество продукции Кокорева было отмечено на Всероссийской мануфактурной выставке в Москве 1865 года серебряной медалью, а позже обществу было разрешено использовать государственный герб России на вывесках и изделиях, т.е., говоря современным юридическим языком, на торговой марке.

В 1874 году В.А. Кокорев (опять же при участии П.И. Губонина) создает первое в истории отрасли акционерное общество – «Бакинское нефтяное общество». Несмотря на успешность и большие объемы нефтяного производства, не следует забывать, что главным источником финансирования Кокорева были доходы от арендаторов винного производства. Отход от откупной политики существенно уменьшил его капитал. Тем не менее,

кокоревский завод просуществовал более 36 лет, пережив на восемь лет хозяина. По завещанию Василия Александровича, во избежание дробления капитала всё имущество перешло его супруге, и наследникам предпринимателя удалось сохранить капитал.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Несмотря на то, что в отличие от многих первых предпринимателей нефтяной отрасли, В.А. Кокорев пользовался авторитетом у власти и Александр Ш лично одобрял его прошения, он отмечал большие трудности в развитии отечественного предпринимательства и критиковал существующую экономическую систему.

Имя Василия Александровича стоит в ряду знаменитых предпринимателей – меценатов Х1Х столетия. В.А. Кокорев остался в памяти не только как самый деятельный участник Комитета по оказанию помощи голодающим (1867), главный организатор Аксаковских изданий, строитель первой балаханской школы для детей работников нефтяного промысла (1882).

Он открыл первую водолечебницу для простого народа, создал Московский музей народных промыслов, хранилище для древних рукописей и документов историка М. Погодина (Погодинская изба), построил Владимиро – Мариинский приют для русских художников.

Свою уникальную коллекцию живописи он сделал публичной галереей,

которая по некоторым критериям опережала Эрмитаж и Третьяковку.

Современник Василия Александровича, художественный критик К. Варнек писал о ней: «Главное условие полезности какого бы то ни было музея – доступность для публики – выполняется очень хорошо. Галерея открыта ежедневно. В будни за вход берется 30 коп., а в праздники 10 коп.» Отметим,

как В.А. Кокорев своеобразно стремился приобщить простой народ к галерее

– при ней был открыт трактир.

Меценат стал устроителем торжеств 1856 года в честь севастопольских матросов и офицеров, что обошлось В.А. Кокореву в 200 тысяч рублей!

«Кокорев с Мамонтовым, сняв шапки, несли на большом серебряном блюде хлеб-соль, какую-то испеченную гору, для которой чуть ли не складена была особая печка…Други и братья, – сказал он им едва сдерживая слёзы, –

благодарим вас за ваши труды и подвиги, за пролитую вами кровь за нас, в

наш земной поклон. С этими словами он повалился им в ноги. За ним

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

повалились в землю следовавшие. Минута была торжественная! Все плакали».

Кокорева нередко упрекали в нескромности, излишнем показном патриотизме и стремлении прославиться, показать себя «благодетелем а-ля Монте Кристо». Однако немало историй из жизни знаменитого предпринимателя говорят о его добродушии и способности делать добрые поступки незаметно. И даже если Василий Александрович стремился услышать слова благодарности и похвалу, он их заслуживал. «Смотрит,

например, Кокорев в окно, видит, идет чиновник с ужасно грустной физиономией, посылает спросить, отчего грусть? Ответ: жена больна,

денег нет. Приказ питейной конторе выдать 1000 рублей».

Таким запомнился горожанам Василий Кокорев, русский купец с истинно народным характером, не чуждый утонченной цивилизации, но крестившийся двумя пальцами и пивший шампанское с квасом и огуречным рассолом, любивший поесть с лотка у прохожей торговки тертого гороха с постным маслом, предприниматель, меценат, публицист, автор проектов экономических преобразований, полагавший, что русский человек способен на всё – офицеру или живописцу В.А. Кокорев поручал банковскую контору,

а моряку отдавал заведывание добычей нефти.

Интересно отметить, что многие будущие нефтяные магнаты, успешные предприниматели и коммерсанты вышли из обнищавших купцов, как Михаил Константинович Сидоров или вовсе из крепостных крестьян, как братья

Василий Алексеевич, Герасим Алексеевич и Макар Алексеевич

Дубинины.

Интерес бывших крепостных графини Паниной к нефтяному делу возник волею случая – в 20-е годы Х1Х столетия. Семья Дубининых была переселена помещицей из Владимирской губернии на территорию её новых владений на Северном Кавказе в районе Моздока и отпущена на оброк.

Дубинины изначально занимались производством смолы, и потому решили попробовать аналогичными способами перегонять нефть с помощью

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

однокубового аппарата. Их задачей было получить из нефти лёгкую светлую жидкость для использования в качестве осветительного сырья.

Генератором «инженерной мысли» в семье был старший брат Василий,

по проекту и под руководством которого в 1823 году братья возвели первый на юге России небольшой нефтеперегонный завод, производительность которого была такова: из 40 ведер нефти получали 16 ведер керосина («белой нефти»), 20 ведер мазута, 4 ведра составляли потери в результате испарения.

Осветительное сырьё, произведенное Дубиниными, продавалось в разных крупных городах страны, включая Москву. Мазут, в основном, использовали на месте для смазки колёс.

Интересно отметить простодушный, добрый и бескорыстный характер братьев Дубининых. Свой жизненный девиз они сами сформулировали в прошении графу М.С. Воронцову в 1846 году «…деятельность в выделывании собственных отечественных произведений составляет народное богатство,

а народное богатство есть сила государственная…». Сделав важное открытие, они не стремились сохранить его в секрете с целью единоличного обогащения. Вот что они сообщают «пятигорскому окружному начальнику,

полковнику и кавалеру П.А. Принцу» 17 марта 1844 года, занимаясь нефтяным делом уже 20 лет! «…мы открыли своим старанием способ очищения невти из натурального черного цвета в белый. Такой способ очищения здесь не был известен до нас никому, и мы не удержали его в тайне для одной собственной выгоды, но споспешествуя общей пользе немедленно открыли всем жителям в городе Моздоке…бескорыстно приучили к тому и других промышленников,

о чем свидетельствуют тамошние полицейские и начальство и знающие граждане…». При этом Дубинины постоянно находились в опасности набегов горцев, которые сами также пользовались их открытием. Несмотря на миролюбивый нрав, им было крайне сложно приспособиться на чужой враждебной территории, а их завод в результате был сожжен кавказцами.

Между тем, обращались Дубинины к начальству уже не первый раз,

поскольку нефть они покупали у нефтяных откупщиков, т. к. будучи

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

крепостными, были не вправе заключать договоры, приобретать нефтяные участки. Они просили «в награду двадцатилетних трудов наших» дозволить добывать некоторое время нефть с казенных источников безвозмездно или выдать ссуду для развития нефтяной торговли, поскольку сами «не имели к тому достаточного капитала…, а поощрение оживляет утомленные труды…».

Следует подчеркнуть, что мыслили Дубинины не как предприниматели,

стремящиеся обогатиться за счет казны, а как патриоты, заботящиеся о развитии экономики государства. «…от размножения промышленности этой сделалось понижение цены на невть…притом требование с каждым годом начало увеличиваться…в скором времени можно ожидать совершенного прекращения вывоза из-за границы белой невти…великая сумма капитала

осталась внутри государства от сокращения привоза невти…».

Ни денег, ни льгот предприниматели так и не получили. 13 октября 1847

года Василий Алексеевич был награжден серебряной медалью на Владимирской ленте «За полезное», что, к сожалению, не смогло способствовать развитию его деятельности и вскоре завод Дубининых

прекратил работу.

Несмотря на это, изобретение Дубининых практически до конца Х1Х

века лежало в основе процесса перегонки нефти на аналогичных

производствах.

Из крепостных крестьян происходил ещё один будущий нефтяной предприниматель – Петр Иванович Губонин (1828–1892). В тридцать лет выкупившись у помещика, Петр Иванович вскоре стал купцом 1-ой гильдии,

банкиром и известным нефтяным предпринимателем, компаньоном

В.А. Кокорева.

Первоначальный капитал будущий предприниматель заработал на подрядах на строительство каменных железнодорожных мостов.

Позже П.И. Губонин вместе с В.А. Кокоревым открывает Бакинское нефтяное общество, а за ним и товарищество «Нефть». В конце Х1Х столетия оно стало

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

монополистом в области нефтеперевозки по железной дороге. Товарищество было собственником не только свыше 2000 вагонов-цистерн, но и станций,

специально оборудованных резервуарами для хранения нефтепродуктов.

Вскоре П.И. Губонин с инженером Н.А. Саханским открывают новое товарищество «Н.А. Саханский и Ко», специализирующееся на поиске нефти в районе Керчи и впоследствии построившее там нефтедобывающий завод.

Затем недалеко от этого предприятия был воздвигнут ещё один завод – нефтеперерабатывающий. Его продукцией были смазочные масла. К

сожалению, участок оказался не слишком богатым запасами нефти и завод вскоре закрылся. Также не слишком удачным в коммерческом отношении стал завод Губонина по производству осветительного газа, построенный им в Рязанской губернии. Он проработал всего три года.

Несмотря на эти неудачи, П.И. Губонин продолжает попытки налаживания нефтяного предпринимательства и в 1882 году становится владельцем подмосковного нефтеперегонного завода, ранее принадлежавшего русско-американской нефтяной компании. Здесь он устанавливает новое современное оборудование и получает смазочные масла высокого качества.

Отметим, что в качестве консультанта технологического процесса заводчик приглашает Дмитрия Ивановича Менделеева, внедрившего на этом производстве оригинальную идею, которая впоследствии заинтересовала мировую общественность. Не вдаваясь в технические детали, её суть состоит в том, что нефть, двигаясь по протяженному рукаву, непрерывно нагревалась теплом нефтяных остатков, направлявшихся в противоположную сторону.

Ученый разместил на заводе огромный куб, рассчитанный на 100 пудов непрерывной перегонки нефти.

Родившись крепостным, Петр Иванович умер тайным советником и потомственным дворянином – такой чести он удостоен не только благодаря вкладу в развитие отечественной промышленности, в том числе нефтяной, но и за меценатство. Достаточно сказать о большой финансовой поддержке П.И. Губониным строительства московского Храма Христа-Спасителя.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Как уже отмечалось, нефтяные предприниматели Х1Х столетия нередко были выходцами из обедневших семей. В таком положении волею судьбы оказался Михаил Константинович Сидоров (1823–1887), купеческий сын,

оставшийся без наследства, которое перешло после смерти отца в руки компаньонов. Его сложный жизненный путь так оценил И.М. Губкин: «Очень хорошо, когда человек ещё на заре своей юности ставит перед собой цель и потом всю жизнь достигает её; в таких случаях он не останавливается до тех пор, пока не остановится его сердце». Именно так прожил свою жизнь Михаил Константинович.

Он начал свою карьеру на предприятии деда в порту города Архангельска, но вскоре перебрался в Красноярск, где познакомился с золотопромышленником В.Н. Латкиным. После этого он занялся разведкой золота и нашел множество его месторождений в Туруханском крае. В 1863

году он сдает в казну государства найденное золото и становится миллионером! Он мечтал направить эти средства на исследования природы,

строительство дорог и заводов на русском Севере, начать нефтяное производство.

Начало нефтяного предпринимательства у Сидорова было весьма сложным. На запросы по получению разрешения на нефтеразведку на реке Ухте он длительное время под разными предлогами получал отказы. Через два года тщетных переговоров с чиновниками, дойдя до министра государственных имуществ, он всё же получает в аренду на 12 лет 100 десятин

(хотя просил втрое больше). Следует отметить, что к этому времени М.К. Сидоров уже стал красноярским купцом 1-ой гильдии, медалистом Всемирной лондонской выставки… При этом он был весьма непритязательным в быту: будучи состоятельным предпринимателем, он жил в простой небольшой крестьянской избе у реки Ухты, недалеко от жилища своих инженеров и рабочих.

Местное чиновничество, руководимое генерал – губернатором Восточной Сибири графом Муравьевым – Амурским и архангельским

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

губернатором князем Гагариным продолжало чинить препятствия предпринимательству Сидорова: ему были отведены земли, на которых нефтяных источников не было. И М.К. Сидорову вновь пришлось дойти до министра, дабы получить, наконец, нужный участок.

Начав работу, Михаил Константинович нанимает горного мастера П.А. Лопатина, инженера Г.Д. Романовского, других специалистов и рабочих.

За месяц они вручную пробурили скважину на 40 футов и в 1868 году оттуда появилась первая нефть. Однако роковое невезение отодвинуло получение потока нефти на целых четыре года: первая нефть появилась сравнительно близко, на глубине около 12 метров, рабочие продолжили бурение… и на отметке 52 м оборудование сломалось и застряло. Его удалось извлечь лишь спустя четыре года, когда на Ухту наконец прибыло новое оборудование.

Примерно на глубине 53 метров хлынул нефтяной поток! Этот метр отодвинул нефть от буровиков на целых четыре года! Впоследствии добытая здесь нефть получит серебряные медали на всемирных выставках в Вене (1873 г.) и в Филадельфии (1876 г.) Эта же нефть станет топливом для исследовательской экспедиции Печора – Енисей.

Бюрократические препоны, волокита и равнодушие чиновников не давали развиваться делу М.К. Сидорова так, как он хотел. До наших дней сохранилась его рукопись «О стремлении иностранных держав и торговых людей к северному поморью России и содействии русского начальства осуществлению их видов» 1872 года. В ней он негативно оценивает политику,

проводимую властями на русском Севере.

Михаил Константинович очень болел за его судьбу, особенно после упразднения единственного там города Колы. Он писал, что «местное начальство не только не извлекает из бесчисленных естественных богатств на Севере никаких выгод, не устраивает и не населяет Севера; но, находя его по климатическим условиям вредным…прибегает ко всевозможным средствам, чтоб и остальное русское население оттуда выселилось». В этом он видел прямую угрозу вытеснения русских предпринимателей шведами,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

норвежцами, французами, англичанами и немцами, мечтавших осваивать российские природные богатства.

Десять лет понадобилось Михаилу Константиновичу, чтобы собрать средства для продолжения бурения на Ухте. Преодолев препоны бюрократии,

закупив дорогостоящее оборудование для бурения, он так и не дождался большей его части – российские дорожные пути не были приспособлены для подвоза такого габаритного оборудования. Истратив огромные средства,

Михаил Константинович внезапно умирает практически в нищете. Его дело какое-то время пыталась продолжить вдова, О.В. Сидорова, но не сумела, и

работы прекратились.

Сам Михаил Константинович надеялся, что «…будущее поколение не упрекнет нас за то, что мы не заботились о его благосостоянии, напротив,

оно будет нам благодарно». М.К. Сидоров был не только предпринимателем,

но и ученым – исследователем Сибири и Арктики, автором открытий и научных работ о флоре и фауне. В Туруханском крае им был обнаружен графит, и его огромный кусок – 16 кубов – ученый преподнес в дар наследнику Российского престола Николаю Александровичу в 1864 году.

Благодарность потомков выразилась во множестве географических точек, названных именем этого замечательного человека: это гора на Шпицбергене, пролив в архипелаге Франца Иосифа, мыс и остров Обской губы и поселок Сидоровск на реке Таз. В своей книге «О нефти на Севере России» (1882) Михаил Константинович написал: «Я употреблял все усилия положить начало нефтяному промыслу и тем принести пользу моей родине».

После семьи Сидоровых ухтинский участок покупает екатеринбургский купец А.М. Галин. В течение семи лет он пытался найти промышленную нефть в этом месте, но безуспешно. Позднее здесь проводилось множество экспедиций, например, под руководством академика Ф.Н. Чернышева,

выявивших множество нефтяных месторождений в окрестностях реки.

Добыча здесь велась разными компаниями и предпринимателями вплоть до

1917 года.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Важную роль в становлении отечественного нефтяного дела сыграл ещё один предприниматель – Ардалион Николаевич Новосильцев (1816–1878).

Ардалион Николаевич родился в семье сенатора, был профессиональным военным, служил на Кавказе, где и познакомился с нефтяным делом. В 1863 году он решает взять в аренду у купца-откупщика Киблера несколько нефтяных колодцев на Тамани. Отметим, что сам Киблер также арендовал участки у их владельца – Кубанского казачьего войска. Затем Новосильцев получает большую территорию от черноморского и азовского берегов до Екатеринодара. С точки зрения гражданского права, договоры,

заключенные предпринимателем, были не простыми договорами аренды и накладывали на Новосильцева множество дополнительных обязанностей. Так,

он должен был платить не только арендную плату, но и ровно такую же сумму за монопольную добычу нефти на арендуемом участке. Кроме того, он брал на себя обязательство снабжать нефтью жителей арендуемой территории и казачье войско (4,5 тыс. ведер ежегодно) и по окончании аренды передать все построенные им сооружения, включая завод, войску. Поскольку затраты предстояли весьма серьезные, предприниматель приглашает себе в компаньоны двух американцев. (Однако вскоре они разочаровываются в идее добычи нефти, поскольку первоначально её приток в пробуренных скважинах был незначительным, и прекращают договорные отношения с Новосильцевым).

Самая глубокая нефтяная скважина на новосильцевских участках была расположена недалеко от города Анапы, её глубина составила 198 метров.

Весьма успешным был поиск нефти специалистами, нанятыми Новосильцевым на реке Кудако. Здесь забил нефтяной фонтан, дававший три бочки нефти в сутки. Здесь же была найдена сернистая нефть.

После таких успешных разведывательных экспедиций А.Н. Новосильцев решает построить нефтеперерабатывающий завод, для чего берет кредит в 400 тысяч рублей. Завод был построен по самым современным технологиям того времени, оснащен английским оборудованием. Однако долг

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

предпринимателя по кредитам, процентам по ним и откупу составил более 1,5

миллионов рублей. Одновременно заканчивался срок аренды, а желающих получить участки А.Н. Новосильцева было немало.

В этой обстановке в 1870 году предприниматель решается просить правительство о новой субсидии и отсрочке платежа по старым обязательствам. В ответ на просьбу была создана комиссии по изучению дел на предприятии А.Н. Новосильцева. Составлявший отчет по итогам её работы Г.Д. Романовский записал: «На заводе везде порядок, чистота и деятельность». Он также указал на возможность продолжения нефтяного дела Новосильцева при наличии финансовой поддержки и особо отметил

«…заслуги полковника Новосильцева, опередившего своей энергией и трудами многих…».

И хотя в 1871 году Сенат разрешил Ардалиону Николаевичу продолжать работу на этих землях ещё пять лет, в 1872 году откупная система была упразднена, а нефтеносные участки стали выставляться на торги или раздаривались разным людям. Лучшие разработанные районы А.Н. Новосильцева также были «Высочайше пожалованы» не ему, а 60

высшим представителям кавказской военной и гражданской элиты за заслуги во время Кавказской войны. Что же касается дела Новосильцева, то по указу Сената был создан попечительский совет из состава представителей министерств и кредиторов, который должен был коллегиально вести его дела.

Лишь в 1874 году Александр П разрешает Ардалиону Николаевичу также войти в совет.

Несмотря на огромные капиталовложения, направленные на строительство дорог и ремонт, возведение мостов и других значимых для региона объектов, отношения Новосильцева с властями и советом попечителей были весьма сложными, и он не получал поддержки в своих начинаниях. После того, как в 1876 году завод за долги перешел в собственность Кубанского войска, Ардалион Николаевич в отчаянии едет в

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ливадию к государю лично просить о финансовой помощи. Получив отказ царя, 6 декабря 1878 года на обратном пути он скончался в Симферополе.

Новосильцевские промыслы и завод были сначала переданы в аренду американцу Г. Тведдлю, который, как и следующая компания Ротшильдов

«Русский стандарт», потерпел фиаско.

Случаи попадания разработанных участков и заводов в чужие руки были не единичными даже при жизни их создателей. Местным жителем Д. Меликовым в 1863 году в Баку был построен керосиновый завод. Будучи специалистом в этой области, но не имея денег, он организовал общество с двумя компаньонами, капитал которого в сумме составил 300 рублей. Однако вскоре нашлись желающие вступить в общество, владеющее налаженным делом, и создатель Д. Меликов был вытеснен из его рядов по финансовым причинам.

Многие первопроходцы нефтяного предпринимательства, как и Ардалион Николаевич Новосильцев, были идеалистами, надеявшимися на помощь государства и власти, искренне полагая, что служение на благо развития экономической мощи России будет оценено и поддержано. Вклад этого пионера нефтяного дела был по достоинству оценен такими великими учеными, как Д.И. Менделеев и И.М. Губкин. И, действительно, его трудно переоценить – ведь именно из скважины Новосильцева в 1866 году забил первый нефтяной фонтан в России, полученный в результате использования механического привода бурового инструмента! Вот как оценил это событие академик И.М. Губкин: «Долина реки Кудако является колыбелью нефтяной промышленности России».

Ещё одним пионером нефтяного предпринимательства и исследователем в области нефтехимии стал выходец из семьи небогатых подольских дворян Виктор Иванович Рагозин (1833–1901). Будущий предприниматель получил прекрасное образование в Петербурге, окончив физико-математический факультет Университета. По окончании учёбы он работает в пароходном обществе «Дружина» и в скором времени становится

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

его директором. Наряду с другими грузами, пароходы «Дружины» перевозили каспийскую нефть. Изначальный способ её транспортировки – в бочках – показался Рагозину неудобным, и он создает принципиально новый тип деревянного судна с внутренней палубой для залива нефти. Первое такое судно было спущено на воду Волги в 1874 году. Строительством наливных шхун, спроектированных Виктором Ивановичем, стало заниматься товарищество Рагозина «Каспий».

Изучение нефти и её свойств так увлекло судовладельца, что он поставил перед собой научную задачу создания системы «переработки нефти досуха». Для этого Рагозин организовал у себя дома лабораторию, и в результате различных опытов ему удалось начать производство продуктов из мазута, добиться утилизации до 60% нефтяных остатков и получения из вторичных остатков продуктов с новыми свойствами. Его научная деятельность весьма способствовала внедрению новых технологий и высоко оценивалась Д.И. Менделеевым.

В 1875 году открывается завод Рагозина по производству смазочных масел, выпускавший 100 тыс. пудов продукции ежегодно. Уже в 1878 и 1879

годах товар российского нефтяного промышленника получил золотые медали на выставках в Париже. Также высоко качество рогозинских масел было оценено в Бельгии, Италии и других странах. Вскоре Петербургский Технологический институт присуждает их производителю звание инженера-

технолога.

Благодаря успехам российского заводчика американская продукция резко подешевела, а отечественные масла, стоившие в 3–4 раза дороже,

пользовались большим спросом на мировом рынке. Любопытно, что в ту пору существовала даже такая форма мошенничества: иностранное масло выдавалось за российское и продавалось значительно дороже своей реальной стоимости.

Следующее нефтеперегонное предприятие В.И. Рагозина было открыто в 1879 году в Ярославской области. Стремясь к стопроцентной переработке,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

завод выпускал бензин, керосин, солярку, смазочные масла, смолы и другие продукты. К концу Х1Х века весь российский экспорт масел производился на предприятиях В.И. Рагозина. Его заслуга состоит также в том, что он доказал миру возможность получения смазочных масел из нефти, заменил дорогое судоходное топливо мазутом, создал максимально безотходное нефтяное производство.

Благодаря огромному спросу на рагозинскую продукцию, аналогичные производства одно за другим стали появляться у других промышленников.

Они же начали распространять слухи о его финансовых нарушениях, что вызвало отток капитала из его дела. Однако, даже разорившись, В.И. Рагозин не бросил любимое дело – он устроился управляющим на завод предпринимателя С.М. Шибаева и продолжил научные исследования,

стремясь создать технологию стопроцентной утилизации нефти.

Несмотря на материальные трудности, не позволявшие ему проводить полномасштабные эксперименты, он изобрел принципиально новый агрегат непрерывной перегонки нефти.

В.И. Рагозин оставил после себя также первый в России труд,

посвященный истории развития отрасли – «Нефть и нефтяная промышленность».

Вклад Виктора Ивановича Рагозина в науку был оценен Русским Техническим Обществом – заседание его 1-ого Отдела 12 декабря 1901 года,

первое после смерти ученого, было посвящено его памяти.

Важную роль в становлении отечественного нефтяного предпринимательства сыграл Александр Иванович Манташев (1849–1911),

учредитель акционерной нефтеторговой фирмы «А.И. Манташев и Ко».

Акционеры разрабатывали нефтеносные участки в окрестностях города Баку,

построили нефтепровод длиной 50 верст. Заводы А.И. Манташева производили керосин, смазочные масла, экспортируемые в Великобританию,

Китай, Египет, Индию и другие страны. К сожалению, после смерти Александра Ивановича в 1911 году семье не удалось удержать бизнес в своих

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

руках – акции фирмы были неоднократно перепроданы и в конечном итоге

«А.И. Манташев и Ко» были поглощены «Бранобелем».

Наряду с упомянутыми нами предпринимателями, стоявшими у истоков нефтяного дела, были и другие, внесшие вклад в развитие отрасли и разбогатевшие на добыче, переработке и продаже продукции – С.Г. Лианозов,

И.А. Егиазаров, И.Е. Питоев, С.М. Шибаев и другие.

После отмены откупной системы в 1872 году, в нефтяную отрасль приходит иностранный капитал, в том числе таких влиятельных и богатых в мире фамилий, как Ротшильды и Рокфеллеры. Появляются смешанные и зарубежные компании, в основном, в форме акционерных обществ. К началу ХХ века около 50% капитала в Батумском нефтяном районе уже принадлежало иностранцам.

Одними из первых на российском рынке появились Ротшильды

(французская ветвь). В 1883 году Парижский банкирский дом Ротшильдов открывает в Баку Каспийско – Черноморское нефтепромышленное и торговое общество. Оно поглощает множество других («Батумское нефтепромышленное и торговое общество», «Нефть», «Биби-Эйбатское нефтяное общество», «Московское нефтепромышленное общество»), скупает продукцию у мелких производителей, продавая затем на внутреннем рынке и экспортируя её за рубеж.

В 1898 году фирма Ротшильдов открывает дочернее общество «Мазут»,

специализирующееся на транспортировке и торговле продукцией.

В1897 году наряду с французами в российском нефтяном предпринимательстве появляются англичане. Но все три фирмы, созданные ими – «Олеум», «Борн» и «Бывш. Тагиев, Шибаев и Ко» к концу десятилетнего пребывания англичан на российском рынке потерпели неудачу.

Вначале ХХ века на отечественный нефтяной рынок приходят голландцы. Англо-голландское предприятие «Роял Датч Шелл» совершило успешные шаги в нефтяном предпринимательстве, постепенно скупив

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Русский стандарт» Ротшильдов, «Мазут», «Каспийско-Черноморское общество» и другие фирмы.

Несомненным достижением англичан и голландцев было объединение всех этапов нефтяного бизнеса – от добычи и переработки до доставки

продукции потребителю.

В начале 1910-х годов акционерное общество «Русская Генеральная

Нефтяная Корпорация» начало скупать акции обществ А.И. Манташева,

Г.М. Лианозова и других. Однако после войны некогда богатейшая компания стала распродавать контрольные пакеты купленных ранее обществ, и их охотно покупали Нобели.

Братья Роберт (1829–1896) и Людвиг (1831–1888) Нобели появились на российском нефтяном рынке в 1870-е годы. Их занятию нефтяным делом помог случай – в 1873 году Роберт оказался на Кавказе в поисках ореховых деревьев, которые использовались Нобелями для производства прикладов ружей на Ижевском оружейном заводе. Деревьев на Кавказе не оказалось, зато Роберт познакомился с нефтяным делом. Быстро поняв, что оно весьма перспективно, по возвращении домой он убеждает брата открыть нефтяной завод в Баку. Они покупают несколько участков, где начинают бурение, а

затем небольшой керосиновый завод.

Будучи сами хорошо образованы, братья привлекают к работе ведущих ученых и инженеров Д.И. Менделеева, К.И. Лисенко, В.Г. Шухова, которые внедряют самые последние научные достижения на предприятиях Нобелей. В 1877 году на Каспии появляется первый наливной пароход «Зороастр»,

сконструированный в Швеции, а в 1878 году – первый в России нефтепровод

Балаханы – Чёрный город.

Следует отметить, что не всегда Нобели соглашались с предложениями ведущих специалистов, в том числе, Д.И. Менделеева, однако, убедившись в их рациональности, в конечном итоге внедряли предложенное. Так, например,

Д.И. Менделеев выступал против нерациональной нобелевской схемы

доведения готовой продукции до потребителя и предлагал

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефтеперерабатывающие заводы строить внутри России, что значительно сокращало этот путь и уменьшало потерю и порчу продукции. Он также считал необходимым переработку нефтяных остатков, тогда как Нобели считали достаточным 40% выход чистого продукта. И в том, и в другом случае предложения Д.И. Менделеева реализовывались далеко не сразу.

Темпы роста производства Нобелей были весьма впечатляющими – в 1879 году ими было организовано «Товарищество нефтяного производства Бр.

Нобель» («Бранобель»), а к 1880 году Нобелям уже принадлежало 15%

производства отечественной нефтяной продукции.

После смерти Людвига в 1888 году, нефтяной бизнес перешёл в руки его сына Эммануила (1859–1932). Вскоре товарищество завладело промыслами на Балаханах, в Сураханах, Биби-Эйбате и др. Объем добычи Нобелей намного превосходил добычу других предприятий. Эммануил Нобель возглавлял нефтяное дело семьи до 1918 года, когда вынужден был покинуть Россию

.

Предприятие

Год

Количество

Количество

Объем

 

Объем

 

 

начала

действующих

рабочих

добычи

в

добычи

в

 

добычи

скважин

 

1904 году

 

1909 году

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Товарищество

1875

229

2515

75444,4

 

68027,4

 

Бранобель

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

А.И. Манташев и Ко

1889

128

1700

49256,4

 

27440,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мирзоевы бр. и Ко

1889

129

1450

16746,8

 

16743,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Шибаев С.М. и Ко

1889

54

800

14919,6

 

6379,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Олеум

1898

42

1087

28652,0

 

9045,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Развитию нефтяного дела способствовала отмена крепостного права в

1861 году, системы откупов в 1872 году. Эта система длительное время тормозила нефтяное предпринимательство, т. к. нефтеносные участки сдавались в аренду откупщику всего на 4 года. Естественно, он не был заинтересован в развитии технологий добычи сырья, поскольку через 4 года участок мог перейти в другие руки. Поэтому длительное время техническая сторона производства оставалась примитивной. Многие прогрессивно

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

мыслящие специалисты активно выступали за отмену откупной системы и,

прежде всего, пользовавшийся большим авторитетом Д.И. Менделеев. 1

февраля 1872 года правительство издало «Положение о производстве нефтяного промысла». Согласно этому акту указанные промыслы стали существовать на основе свободной конкуренции, что означало конец откупной системы. То есть каждый желающий проводить поиск или добывать нефть мог заключить с собственником участка договор аренды на 24 года и вести работы.

Возвращаясь к деятельности Нобелей следует отметить, что помимо развития непосредственно нефтяного бизнеса, Э. Нобель развивает и другие направления деятельности. Так, в 1898 году он покупает у Р. Дизеля патент на производство двигателя внутреннего сгорания в течение 14,5 лет. Но такая деятельность не была финансово значительной для «Бранобеля» – на 90%

товарищество составляли нефтяные предприятия.

Современники называли эту предпринимательскую семью «русскими Рокфеллерами» и не безосновательно. Капиталы Нобелей неизменно росли,

они охватывали всё новые рынки. Успех деятельности фирмы во многом объясняется упорством, неудачи не отбивали охоту к нефтяному предпринимательству, а, напротив, вызывали стремление внедрять новые технологии, предпринимать новые попытки. (Между тем, на предприятии происходили и серьезные ЧП, например, взрыв баржи «Елизавета» или керосинового парохода «Норденшильд»). Кроме того, владельцы не стеснялись в выборе средств в конкурентной борьбе. Крупные монополии оказывали сильное влияние на государственные дела, и фирма Нобелей имела большие привилегии. Против этого выступал, в частности, Д.И. Менделеев,

призывавший правительство «капиталы звать к русскому богатству, а их своекорыстию полагать предел».

Однако заслуги Нобелей в развитии нефтяного дела нельзя недооценивать. В 1881 году они первыми в мире начали перевозить нефть и нефтепродукты по железной дороге в цистернах. Благодаря им появился большой нефтеналивной флот. Суда этого флота стали оснащаться

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

двигателями Дизеля, поскольку патент на их производство в России приобрели Нобели.

Многие научные заслуги Нобелей были обусловлены желанием усовершенствовать производственный процесс с целью развития бизнеса, но этот мотив не умаляет их значения. Например, известный ученый-химик Л.Г. Гурвич, приглашенный предпринимателями на Бакинский завод, создал первую химическую нефтезаводскую лабораторию. Позже появляется и Центральная химическая лаборатория в Петербурге, которую также возглавил Л.Г. Гурвич.

Однако для развития науки о нефти немало было сделано Нобелями и без всякого коммерческого интереса. Например, Людвиг Нобель активно участвовал в создании Русского технического общества, анонимно делая взносы в его кассу. Он учреждал награды для выдающихся ученых в этой области. Так, наградой «Медаль Людвига Нобеля в признательность за заслуги, оказанные науке о нефти» был награжден профессор В.В. Марковников.

Как и большинство богатых предпринимателей Х1Х столетия, Нобели участвовали в благотворительных проектах. Э. Нобель построил и стал попечителем Александровского приюта для женщин-евангелисток. В

Петербурге благодаря ему появился Народный дом Нобеля, в котором проводились концерты, читались лекции, занимался хор и работала библиотека для рабочих.

Всему миру сегодня известна Международная Нобелевская премия,

фонд которой во многом составил капитал «Бранобеля». Однако следует напомнить, что у современной Нобелевской премии была предшественница – Российская Нобелевская премия. В 1889 году в Петербурге на собрании памяти Людвига Нобеля «Товарищество Бранобель» учредило Российскую Нобелевскую премию. Ею награждались ученые за сочинение, исследование,

изобретение или усовершенствование изобретения в области металлургии или нефтепромышленности. Заявки на награждение золотой медалью и денежной

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

суммой рассматривались комиссией, состоящей из таких авторитетных учёных, как Д.И. Менделеев, Н.С. Курнаков и др. Первым лауреатом Российской Нобелевской премии стал русский учёный-инженер А.И. Степанов, награжденный ею 31 марта 1895 года за работу «Основы теории горения ламп».

Нобели стали первыми создателями крупной вертикально интегрированной нефтяной компании, производственный процесс которой охватывал стадии от разведки месторождений до реализации продукции на рынке. Благодаря их деятельности наша страна к началу ХХ века стала мировым лидером по добыче нефти.

Правовой основой деятельности нефтяных предпринимателей конца Х1Х столетия главным образом был Устав Горный 1893 года. Работа над ним велась почти сорок лет, он существенно отличался от своих предшественников. Новый акт был значительно менее объемным – достаточно сказать, что из Устава 1857 года неизменными в него вошли около 50 статей,

а примерно 1350 статей были исключены вовсе.

Устав 1893 года состоял из введения, четырёх книг и приложений. Книга

1 регулировала вопросы управления горным делом, закрепляя права и обязанности чиновников, начиная с министра государственных имуществ, в

чьей компетенции тогда находилось горное дело, и заканчивая окружными инженерами, горными надсмотрщиками и другими представителями местного управления, включая заводское. Здесь же рассматривались вопросы частной горнопромышленности, порядок ведения различных работ, отношения предпринимателей с собственниками участков и т.п.

Особенно важные положения для отрасли содержались в главе 4 «О

частном нефтяном промысле». Здесь говорилось о проведении разведки частными лицами на казенных землях, о порядке земельных отводов, об использовании заведомо нефтеносных казенных земель, а также об условиях прокладки и эксплуатации нефтепроводов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Книги 2 и 3 регулировали горный промысел в области Донского войска и на заводах и промыслах, подведомственных Министерству Императорского Двора. Книга 4 содержала правила о привлечении к ответственности за нарушение горных постановлений. Приложения закрепляли механизмы реализации некоторых норм Устава.

Поиск и добыча нефти на землях собственников, осуществлялась ими.

Однако если владелец не вёл работы сам и не мог договориться с предпринимателем, желающим вести такие работы, в отношении собственника применялись положения таких актов, как Правила для изъятия

из состава надела государственных крестьян Апшеронского полуострова

казенных нефтеносных земель от 20 февраля 1891 года. По ним, при невозможности ведения вышеуказанных работ, собственник обязывался продать или передать в течение двух лет свои нефтеносные участки. Взамен он получал или деньги, или аналогичный участок. Правила действовали в отношении всех категорий собственников.

Заниматься нефтяным делом мог любой гражданин, за некоторыми ограничениями, например, национальными. Об открытии нефтяного источника владелец обязан был сообщить местному горному надзору.

Разрешение на разведку выдавалось местным управлением казенных земель, как правило, на один год. Государственные нефтеносные земли сдавались в аренду в ходе торгов. Интересно, что если претендентов на участок не было, то он мог быть предоставлен без торга. Такое положение закрепили в 1900 году Временные правила для отдачи без торгов

некоторых участков заведомо нефтеносных земель под разведку и добычу

нефти.

Получив участок, лицо было обязано в течение года приступить к ведению работ и в течение трех лет пробурить скважину, глубина которой оговаривалась ранее в договоре. Если участок оказывался нефтеносным,

предприниматель получал право на добычу нефти в течение 24 лет.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Строительство же заводов на этих участках разрешалось только по согласованию с министром.

Нефтяные предприниматели также были вправе строить различные трубопроводы.

Способ разработки нефтяного участка предприниматель выбирал самостоятельно, однако, при этом он обязан был сохранять природную среду,

особенно водные источники и леса. По этим причинам запрещалось вести работы на некоторых Ферганских, Самаркандских, Закаспийских территориях.

Следует отметить, что нефтепромышленники облагались сбором,

составлявшим специальные местные фонды. Средства из них направлялись на строительство и ремонт дорог, организацию медицинской службы и другие общие нужды нефтяных предпринимателей. Контроль над сбором средств и их расходованием возлагался на правительство.

При проведении буровых работ со стороны окружного инженера велся контроль не только за производственным процессом, но и за обеспечением безопасного для жизни и здоровья рабочих проведения работ. Промышленник был обязан организовывать медицинскую помощь своим рабочим.

Что касается самих заводчиков, то они поощряли своих рабочих за успешный труд, многие закрепляли на своих предприятиях нормы «трудового права», устанавливали некоторые льготы. «Товарищество Бранобель» было одним из первых, стремившихся к закреплению некоторых трудовых прав работников. Предприниматели исходили из того, что производительность труда их работников при этом станет выше.

На предприятиях Нобелей работало около 30 000 человек. Впервые на нефтяных заводах и промыслах для них был введен 10-часовой рабочий день,

устанавливались отпуска, тогда как на предприятиях других владельцев рабочий день составлял 14 часов. Для рабочих решался и жилищный вопрос:

строились жилые городки с квартирами для семей и с домами казарменного типа для одиноких. На территории были бани, столовые, больницы, аптеки,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

хлебопекарни, школы. Для рабочих – мусульман в Баку оборудовались отдельные помещения для совершения религиозных культов.

Руководство и служащие высшего звена обеспечивались улучшенным жильём в отдельном поселке. Для них же предприятие предусмотрело что-то типа современных Домов отдыха – на Апшероне был организован дачный поселок, где можно было проводить отпуск.

Тем не менее, к началу ХХ века в Баку отмечалась высокая заболеваемость и смертность рабочих. Тяжелые условия труда вели к забастовкам и стачкам на предприятиях Нобелей, Ротшильдов, Мирзоева.

Рабочие требовали установления 8-часового рабочего дня, введения отпусков,

повышения зарплаты, строительства школ, улучшения жилищных условий.

Благодаря их усилиям 30 декабря 1904 года Бакинские предприниматели-

нефтяники были вынуждены подписать первый в России коллективный договор, получивший название «Мазутная Конституция».

Вступая в ХХ век, нефтяная отрасль нашего Отечества являлась самой мощной в мире: в 1901 году 53% мировой добычи нефти давали месторождения Российской империи. При этом эксплуатировалась лишь часть заведомо нефтеносных участков. Последующий рост промышленности нашего государства в ХХ веке был также связан с развитием этой отрасли. И

сегодня, в ХХ1 веке, нефть и газ являются нашим основным природным богатством, а нефтегазовая отрасль является ведущим звеном российской экономики. Она обеспечивает более 2/3 общего производства и потребления первичных энергоресурсов, является главным источником налоговых и валютных поступлений в казну Российской Федерации и формирует около

40% доходной части Федерального бюджета. На её долю приходится 12%

российского промышленного производства. Из 14 692 тысяч россиян,

работающих сегодня в промышленном производстве, 524 тысячи трудится в нефтегазовой отрасли, что указывает на её особое место и значение для экономики страны.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА

TAABAJL НЕФТЬ И ГАЗ В ИСТОРИИ

ИРАЗВИТИИ ЦИВИЛИЗАЦИИ

1.1.История развития и современное состояние нефтегазового бизнеса

1.1.1.Об истории развития мировой индустрии нефти и газа

1.1.2.Тенденции развития энергетики

1.1.3.Технологический прогресс в сфере ТЭК

12. Место и роль нефтегазового комплекса в современной мировой и российской экономике

1.2.1.Современные теоретические воззрения

1.2.2.Текущее состояние и динамика развития запасов и добычи нефти и газа

1.2.3.Современные тенденции в экспорте российской нефти и газа

12.4. Текущее состояние и развитие нефтегазовой трубопроводной транспортной системы и трубопроводного строительства

1.2.5.Проблемы современного состояния нефтегазостроительного комплекса

1.2.6.Основы законодательно-нормативного обеспечения нефтегазового бизнеса Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

1.1.ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТЕГАЗОВОГО БИЗНЕСА

1.1.1. Об истории развития мировой индустрии нефти и газа

С незапамятных времен, лежащих за чертой достоверно изучен­ ных археологией и письменными памятниками, человек был знаком с нефтью и газом. Причем он не только обожествлял их и преклонял­ ся перед ними, но и использовал их в повседневной жизни.

Доподлинно известно, что в 3500 г. до н.э., т. е. более 5000 лет назад, шумеры применяли природный битум в качестве связующего материа­ ла при кладке кирпичей, а в долине Инда, в городском поселении Мо- хенджо-Даро, битум обеспечивал водонепроницаемость бассейнов. Битум использовался и при строительстве Вавилонской башни.

В Древнем Египте его применяли при бальзамировании и как ле­ карственное средство, им смолили малые и большие суда.

За несколько веков до н.э. китайцы использовали нефть и газ для приготовления пищи и обогрева жилищ. С помощью природного газа они ускоряли процесс кристаллизации соли на солеварнях. Возмож­ но, именно китайцы изобрели не чадившую, с плавающим фитильком,

vk8.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

а подлинную лампу-светильник — прототип современных керосино­ вых ламп.

Горящие фонтаны Гренобля заставляли говорить о себе как о «чу­ де природы» на протяжении двух тысяч лет. Взору людей, приезжав­ ших полюбоваться этим чудом, открывалась сказочная картина: пря­ мо из воды поднимались огненные струи, получившие название «го­ рящих фонтанов». Поражало то, что огонь не угасал здесь сотни лет.

Все это так. Но нефть на протяжении тысячелетий и столетий оста­ валась для наших предков «каменной смолой», «горючей живой во­ дой», а г а з — «вечным» и «священным» огнем, «духом демонов»...

В разных уголках мира люди, используя нефть и газ подчас тысячеле­ тия, не задумывались, с чем именно они сталкиваются и имеют дело. Новое время и пришедшая с ним «промышленная революция» сдела­ ли востребованными нарастающие объемы энергии и объективные знания по всем вопросам окружающего нас мира — земного и косми­ ческого. Можно условно считать, что в XVII—XIX вв. вместе с остро вставшей потребностью в энергии назрела потребность в реальном знании о нефти и газе. Проблема породила вопросы. Наука давала на них ответы.

Нередко думают, что сначала человек познакомился с нефтью, осво­ ил ее добычу и использование и с запозданием — только во второй половине XX в. — «вышел» на газ и начал его использовать. Тем более что специалисты ведущих аналитических центров, строящие прогно­ зы мировой энергетики, о XIX—XX вв. говорят как об «эпохе нефти», а о нашем ближайшем будущем как об «эпохе метана».

История однозначно показывает: «эпоха нефти» опережает «эпо­ ху газа» не потому, что с газом человек познакомился позже, а пото­ му, что с нефтью обращаться поначалу ему было проще и удобней. Нефть и газ были знакомы людям издревле — задолго до возникнове­ ния их цивилизаций. Осваивались и использовались они человеком параллельно с паузами, задержками или, наоборот, — ускорениями

вразные периоды, в разных регионах.

1.1.2.Тенденции развития энергетики

К началу третьего тысячелетия нефть и природный газ по-прежне­ му остаются «кровью» мировой экономики и основой энергетики по­ давляющего большинства стран мира. В свою очередь, энергетика яв­ ляется одной из основных отраслей народного хозяйства любой стра­ ны, показателем ее экономической мощи. Сохранение и рациональное использование запасов энергии — необходимое условие развития экономики не только отдельных государств, но и всего мира. Совре­

vkГлава.com/club1526850501. Нефть и газ в истории |иvkразвитии.com/id446425943цивилизации 9

менную энергетическую ситуацию в мире можно назвать относитель­ но благополучной благодаря открытиям новых месторождений иско­ паемого топлива, совершенствованию энергетических технологий, более эффективному применению рыночных регуляторов. Но что будет дальше? Как скажется на мировой экономике неизбежное со­ кращение, а в перспективе и полное истощение запасов нефти и газа?

В конце XX в. мировое энергопотребление характеризовалось тре­ мя главными особенностями. Во-первых, значительно сократились темпы роста потребления энергии, а душевое потребление в разви­ тых странах с начала 80-х годов практически перестало расти, несмот­ ря на общий рост мировой экономики в полтора раза. В силу этого пре­ рвалась традиция предшествующих двух столетий, в соответствии с которой среднедушевое потребление удваивалось примерно каждые 50 лет. Во-вторых, нарушилась наблюдавшаяся в течение последних ста лет периодичность смены энергоресурсов, когда новый, более ка­ чественный ресурс в течение 30—50 лет активно вытеснял предыду­ щий, достигая почти двух третей общего производства энергии. Так, биомассу вытеснил уголь, на смену которому в свою очередь пришли нефть и газ, которые затем стали вытесняться атомной энергией. Од­ нако в 80-е годы этот процесс практически остановился, и его перспек­ тивы все еще остаются неясными. Третьей особенностью является быстрая глобализация энергетики. Рост мощности энергосистем и их территориальная экспансия привели к появлению всеобщей системы нефтеснабжения, межконтинентальных электроэнергетических и газоснабжающих систем. В то же время меняется размещение миро­ вого энергопотребления, которое прежде в значительной мере кон­ центрировалось в развитых странах Европы и Америки. Если в 1975 г. эти страны потребляли почти 54% мировой энергии, то в 2000 г. их доля уменьшилась до 43%. Бурное промышленное развитие Китая, Индии, ряда стран Азии и Латинской Америки привело к резкому росту энер­ гопотребления, что угрожает еще более быстрым истощением энер­ горесурсов, а также масштабным загрязнением окружающей среды. Ожидается, что к 2020 г. на развивающиеся страны будет приходить­ ся до 53% мирового потребления энергии.

В структуре потребления первичной энергии в Европе к 2015 г. пла­ нируется сократить долю нефти с 42% (2004 г.) до 38%, в основном за счет роста доли природного газа с 22 до 27%.

На сегодняшний день среднедушевое потребление в мире состав­ ляет около 2 т условного топлива в год, а в ближайшие десятилетия Достигнет 2,5—3,5 т. В этом случае мировое энергопотребление долж­ но будет возрасти до 15,5—18,5 млрд т условного топлива в год.

vk.com/club15268505010 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Получение энергии путем сжигания энергоносителей требует их значительного расхода. Но и уголь, и газ, и нефть относятся к иско­ паемым источникам топлива, которые формировались многие мил­ лионы лет с использованием громадного количества биомассы.

Сжигая уголь, нефть и газ, люди используют вековые запасы энер­ гии, полученной от Солнца и аккумулированной в земле в виде мощ­ ных угольных и нефтяных пластов. Но все эти запасы невосполнимы и в конце концов будут исчерпаны, тем более что темпы их добычи и использования постоянно растут. Так, за XX в., с 1900 по 2004 г., еже­ годная добыча нефти возросла в 180 раз — с 22 до 3556 млн т.

Симптомом истощения мировых запасов углеводородов1является перенос добычи с суши в море. 35% нефти и 32% газа уже сейчас до­ бываются со дна морских шельфов. В первые десятилетия XXI в. мож­ но ожидать, что постепенное оскудение мировых нефтяных запасов (табл. 1.1.1) явится причиной острых противоречий и конфликтов между государствами.

Таблица 1.1.1

Запасы нефти и газа по основным странам мирового сообщества

№фоо>е запасы газа, 2003 г. -17 4,2 тр/и куб. м*

Страна

Запасы,тргн куб.м

% от мфовых запасов

Ближний Восток

71,5

41

Иран

26,6

15,3

Катар

25,8

14,8

С аудовская Аравия

6*4

3,7

СЮ

6

3 4

Ирак

3 3

13

Кувейт

15

0 3

1Термин «запасы» относится к категории нечетких понятий, так как предусмат­ ривает возможность извлечения сырья по технологиям, существующим на данный момент времени, из залежей, параметры которых изучены недостаточно полно. В связи с этим не существует единой международной классификации запасов. Например, Ко­ миссия по ценным бумагам и биржам США (SEC) учитывает только «доказанные за­ пасы», возможность извлечения которых из доказанных нефтегазоносных пластов убедительно подтверждена геологическими и инженерными параметрами в сущест­ вующих экономических и технических условиях на дату осуществления оценки. «До­ казанными» считаются пласты, экономическая продуктивность которых подтверждена действующей добычей или убедительным тестированием. Большое распространение получили классификации Общества инженеров-нефтяников США (SPE), Мирового нефтяного конгресса (WPC), Американской ассоциации геологов-нефтяников (AAPG), где используются другие понятия — «разведанные», «недостаточно доказанные», «про­ мышленные», «предварительно оцененные», «прогнозные» и т. д. Нюансы в термино­ логии обусловлены различным подходом к подсчету запасов геологов, базирующихся на геологическом строении месторождения, и инженеров по разработке, учитываю­ щих конкретный проект эксплуатации залежей.

vkГлава.com/club1526850501■Нефть и газ в истории|иvkразвитии.com/id446425943цивилизации__________________1_1

 

Продолжение таблицы 1.1.1

Мировые запасы газа, 2003 г. -1 7 4 , 2 трлн куб. м*

Страна

Запасы, трлн куб. м

% отм /|эсвэКзапаоов

Прочие

2

1.1

С И -

56,5

325

Россия

46,8

26,9

Казахстан

3

1,7

Т уркм енистан

29

1,7

Узбекистан

18

1.1

Украина

1.1

05

Прочие

0,8

0 5

Африка

13,4

7,7

Алжир

5

2 9

Нигерия

45

26

Египет

1,7

1

Л ивия

15

05

Прочие

0,9

05

Южная, Восточная Азия

95

55

Индонезия

25

14

М алайзия

а з

15

Китай

15

09

Прочие

3

1,7

Северная Америка

и

4,7

Канада

 

1

США

 

51

М ексика

 

0,6

Латинская Америка

71

4,1

Венесуэла

ш

24

А ргентина

________ 0£_______

 

 

Боливия

ш

________ Оё_______

 

Прочие

13

0,7

 

 

Европа

У?

32

Норвегия

15

 

 

Нидерланды

ю

09

Великобритания

гп г

04

Прочие

 

05

Австралия и Океания

 

15

Австралия

Щ ______

15

Прочие

_______СЁ______ _______ 05________

Мировые запасы нефти, 20 03 г. — 200,7 млрд т"

Регион, страна

Запасы, мпрдт

% от 1у и х в >к запаоов

Ближний Восток

101,8

527

Саудовская Аравия

36,9

184

Иран

17,6

85

Ирак

15,5

7,7

Кувейт

13,8

________ §9_______

vk.com/club15268505012 | vk.com/id446425943Часть /. Основы нефтегазового дела

 

 

Окончаниетаблицы 1.1.1

Мировые запасы

нефти, 20 03 г.

20 0,7 м щ ц т"

Регион, страна

Запасы, млрд т

% о т м г ш э к з а п а о о в

С Ю

13,8

6*9

Катар

2

1

Прочие

22

1

Северная Америка

32,1

16

Канада

24,5

12,2

СНА

&

19

М ексика

&

19

СИ"

249

12*4

Россия

18,7

92

Казахстан

4,7

23

А зербайдж ан

1

02

Прочие

02

02

Латинская Америка

145

72

Венесуэла

1 2 ,1

6

Бразилия

12

02

Прочие

12

02

Африка

12,6

52

Л ивия

42

24

Нигерия

30

1,7

А лж ир

2?

1,1_______

 

А нгола

1

02

Прочие

1

05

Южная, Восточная Азия

7*4

5

Китай

32

12

Индонезия

1*4

0,7

Прочие

2

1

Европа

29

1/4

Норвегия

1/4

0,7

Великобритания

02

04

Прочие

0,7

03

Австралия и Океания

07

03

Австралия

02

03

прочие

0,1

01

Источники: Нефтегазовая вертикаль. 2004. № 2; BP Statistical Review ofWorld Energy. 2004. June.

* В таблице представлены страны мира с запасами газа более 0,5 трлн куб. м.

Глава 1. Нефть и газ в истории и развитии цивилизации

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

• * Втаблицеидалеепотекступриводятсяизвлекаемые запасы нефти совмест­ но с газоконденсатными жидкостями. Представлены страны мира с запасами нефти более 0,5 млрд т.

Развитые страны еще после первого нефтяного кризиса 70-х годов прошлого столетия начали экономить свои запасы нефти. Например, Соединенные Штаты Америки практически законсервировали неко­ торые месторождения и предпочитают закупать нефть и нефтепро­ дукты за рубежом, приберегая свои запасы на будущее. Продукты переработки нефти наиболее удобны для использования их в совре­ менных энергетических установках и особенно в средствах транспор­ та. Поэтому этот вид энергоносителя в последние десятилетия полу­ чил наиболее широкое распространение; за его счет человечество получает около 40% энергии.

Остаются практически неиспользованными запасы так называе­ мой тяжелой нефти, содержащейся в битуминозных песках. Ее ми­ ровые запасы достаточно велики и достигают 800 млрд т. Но, к сожа­ лению, получение технического топлива из этого сырья — очень слож­ ный и дорогой процесс. Тем не менее в будущем основные усилия могут быть направлены именно на добычу этой нефти. Первый шаг в этом направлении сделала Канада, включившая в 2003 г. свои запа­ сы «тяжелой нефти» — 23,6 млрд т — в категорию доказанных.

Не подлежит сомнению, что и в XXI в. нефть и газ останутся основ­ ными энергоносителями. В этой связи особый интерес представляют прогнозы развития мировой энергетической ситуации в течение дан­ ного периода. Один из таких прогнозов, опубликованный в мае 2003 г. американскими энергетическими аналитиками, предполагает, что мировое энергетическое потребление в период с 2004 по 2025 г., как ожидается, увеличится не менее чем на 58%, причем большая часть этого прироста произойдет не в развитых, а в развивающихся стра­ нах. В первую очередь это страны Азии, где за указанный период спрос на энергию может возрасти более чем вдвое, при среднем ежегодном приросте энергопотребления на уровне 3%. При этом на азиатские страны будет приходиться около 40% ожидаемого прироста всего ми­ рового энергетического потребления и 69% от увеличения энергопо­ требления во всех развивающихся странах.

Большинство экспертов сходятся на том, что мировые цены на нефть по-прежнему будут оставаться достаточно высокими на протя­ жении ближайших лет. Это может быть связано со значительным объ­ емом дополнительных поставок, которые потребуются для восполне­ ния сильно истощившихся коммерческих запасов в развитых странах

vk14.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть / . Основы нефтегазового дела

и для приведения баланса энергетических рынков в нормальное со­ стояние после длительных перерывов в экспортных поставках нефти из Венесуэлы и Ирака. После 2004 г., как предполагается, цены могут вернуться к более умеренным средним значениям, приблизительно 24 долл, за баррель2, которые прогнозировались два-три года назад.

Мировое потребление нефти, как предполагается, будет увеличи­ ваться на 1,8% в год на протяжении всего прогнозного периода и воз­ растет с 78 млн баррелей в сутки в 2004 г. до 119 млн баррелей в 2025 г. Такой ожидаемый прирост потребует увеличения производительно­ сти нефтедобывающей промышленности по сравнению с существую­ щим уровнем на 42 млн баррелей в сутки.

Основную частьдополнительной прибыли за счет роста добычи неф­ ти при этом должны получить страны ОПЕК. Будут развиваться и по­ ставки нефти из прочих государств. Наиболее перспективными счита­ ются морские месторождения, расположенные в Каспийском бассей­ не, вдоль побережья Латинской Америки и в глубоководных зонах шельфа Западной Африки. При этом во всем мире будет последователь­ но возрастать объем глубоководных разведочных и эксплуатационных работ, в результате чего главными источниками нефтедобычи будут постепенно становиться различные участки шельфа Атлантического океана, примыкающие к берегам Южной Америки и Африки.

Наиболее быстро среди всех первичных источников энергии, как ожидается, будет расти потребление природного газа. С 2003 по 2025 г. оно примерно удвоится и, по некоторым прогнозам, возрастет до 4,9 трлн куб. м. По своему суммарному тепловому эквиваленту при­ родный газ опередит уголь в конечном использовании уже в 2005 г., а к 2025 г. — на 31%. Доля природного газа в общем объеме мирового энергетического потребления увеличится с 21% в 2002 г. до 24% в 2025 г., и он сможет обеспечить наибольшую часть прироста объ­ ема выработки электроэнергии. В результате доля газа в структуре ожидаемого прироста затрат первичных энергоносителей на выработ­ ку электроэнергии за рассматриваемый период может достигнуть 41 квадриллиона баррелей условного топлива и составить 53% от об­ щего увеличения первичных энергозатрат на электростанциях всех типов. Таким образом, рост потребления природного газа в мире бу­ дет происходить в результате его более широкого использования в ка­ честве топлива для новейших, более экономичных газовых турбин те­ пловых электростанций.

2 Далее по тексту используются две единицы измерения объема нефти: баррель — для международных оценок и тонна /млрд т —для внутрироссийской аналитики. Для справки: 1 баррель (нефтяной баррель) равняется 158,9 л.

vk.Главаcom/club1526850501. Нефть и газ в истории| vkи развитии.com/id446425943цивилизации 15

Использование угля, третьего по значению из первичных энергоно­ сителей, будет увеличиваться. Эксперты считают, что потребление угля больше всего снизится в Западной Европе и странах СНГ, где он будет последовательно замещаться природным газом и атомной энергией. Вместе с тем уголь будет продолжать активно применяться в развиваю­ щихся странах Азии. В этом регионе только на Китай и Индию будет приходиться до 75% ожидаемого прироста использования энергетиче­ ского угля во всем мире.

В настоящее время почти 55% угля применяется для выработки элек­ троэнергии, и эта его роль будет оставаться ведущей и в будущем. На втором месте сохранится использование угля в сталелитейной промыш­ ленности. Во всех остальных секторах уголь будет продолжать активно вытесняться природным газом во всех странах, за исключением Китая.

Что касается атомной энергии, то если в 2004 г. она обеспечивала 17% всего объема электроэнергии, производимой в мире, то к 2025 г. доля АЭС может снизиться до 12—15%, хотя на протяжении прогноз­ ного периода в отдельных странах будут строиться новые атомные электростанции, использование атомной энергии в большинстве стран будет снижаться по мере завершения срока эксплуатации ста­ рых предприятий. Причинами этого являются более низкие показа­ тели совокупной эффективности АЭС по сравнению с другими энер­ гетическими технологиями, растущие опасения относительно безо­ пасности реакторов, увеличение затрат на переработку и захоронение отработанного ядерного топлива, а также растущая угроза распростра­ нения атомных вооружений и использования радиоактивных веществ в террористических целях.

Вместе с тем роль АЭС будет оставаться достаточно существенной. Этому будет способствовать модернизация существующих предпри­ ятий, а также более продолжительные сроки службы нового техноло­ гического и контрольно-измерительного оборудования. Во многих странах будет продолжаться строительство новых АЭС.

Как ожидается, к 2025 г. основная их часть (мощностью до 45 ГВт) будет введена в эксплуатацию в Китае, Индии, Японии и Южной Ко­ рее. В 2004 г. в развивающихся странах Азии продолжалось строитель­ ство 17 из 30 сооружающихся в мире новых АЭС. В том числе восемь из них строились в Индии, четыре — в Китае, по две — в Южной КоРее и на Тайване и одна — в Северной Корее. Внедрение новых, бо­ лее эффективных и безопасных типов реакторов может привести к новому росту доли АЭС в мировом энергобалансе.

Увеличение мощности гидроэлектростанций и использование дру­ гих возобновляемых источников энергии скорее всего будут незна­

vk16.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

чительными с ежегодным темпом прироста вплоть до 2025 г, в 1,9%. Дан­ ные источники энергии не станут экономически конкурентоспособны­ ми по сравнению с минеральным топливом без существенной органи­ зационной, законодательной и экономической поддержки государст­ ва. Основная доля прироста возобновляемой энергии ожидается в результате ввода в строй новых крупных гидроэлектростанций, пре­ жде всего в развивающихся азиатских странах.

На протяжении всего периода до 2025 г. суммарное использование электроэнергии в мире будет возрастать. Потребление электроэнер­ гии в Китае, как ожидается, возрастет почти в три раза и будет увели­ чиваться на 4,3% в год. В развитых странах темпы увеличения потреб­ ления электроэнергии окажутся значительно ниже и составят 1,7% в год из-за более низкого прироста населения и энергонасыщенности промышленности, а также достигнутого насыщения рынков сбыта.

1.1.3. Технологический прогресс в сфере ТЭК

Прирост запасов углеводородного сырья и увеличение его добычи невозможны без существенного технологического прогресса. Основ­ ными его направлениями являются следующие.

1. Создание технологий, позволяющих разрабатывать новые виды углеводородных ресурсов: битумы, сланцы, газовые гидраты, уголь­ ный метан.

Битуминозные породы (битумы, асфальты, тяжелые нефти) нахо­ дятся в земной коре в различных формах: в рассеянном состоянии, в виде незначительных примесей и в виде скоплений, где битум про­ питывает породы, встречается в чистом виде и формирует крупные пояса битумонакопления. В отличие от нефти для природных биту­ мов используются в основном иные методы разработки — рудничные (карьерный, шахтный) или внутрипластовые технологии (селектив­ ные растворители, закачка пара и т. д.). Мировые геологические ре­ сурсы битумов оцениваются более чем в 800 млрдт, что позволит при соответствующей технологии обеспечить потребности мира в энер­ гии на многие десятки лет.

Наиболее крупные разрабатываемые месторождения природных битумов находятся в канадской провинции Альберта, где в 2003 г. было добыто 50 млн т битумов. В 2003 г. Канадская ассоциация производи­ телей нефти (САРР) включила 23,6 млрд т битуминозной нефти в ка­ тегорию доказанных запасов, утверждая, что эта оценка отражает прогресс в технологиях извлечения битума. Крупные месторождения битума имеются также в Оринокском поясе (Венесуэла), где в 2003 г. добывалось 70 млн т битумов.

Глава 1. Нефть и газ в истории и развитии цивилизации

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

До недавнего времени высокая стоимость извлечения битумов пре­ пятствовала широкомасштабному производству. В течение последних лет внедрение новых технологий сократило издержки производства с 24 до 12 долл./баррель. В ближайшие годы ожидается дальнейшее снижение стоимости производства до 8 доллУбаррель. Извлекаемый битум перерабатывается в синтетическую нефть на канадских НПЗ или транспортируется в США. Из 1 т битума при достаточной глуби­ не переработки можно получить до 500 кг нефти.

Горючие сланцы — осадочная органоминеральная порода, содер­ жащая в концентрированной форме (20—70%) сапропелевое орга­ ническое вещество (продукт преобразования низших растительных и животных организмов), при термической обработке которого об­ разуется значительное количество смолы. Залежи горючих сланцев известны на всех континентах, но промышленная добыча их ве­ лась в КНР (10 млн т в год), Эстонии (16 млн т) и России (4 млн т). В основном сланцы используются в качестве топлива для электро­ станций и котельных, но в ряде государств созданы опытные и про­ мышленные установки по переработке сланцев в синтетическое жидкое топливо.

Ресурсы горючих сланцев оцениваются в сотни триллионов тонн, содержащихся в них смол — 550 млрд т. Основные ресурсы (более 80%) сосредоточены в США, Бразилии и России. Несмотря на огром­ ные ресурсы сланцевой смолы, освоение ее месторождений ослож­ нено следующими факторами: низким содержанием смолы в сланцах, повышенной сернистостью, а также экологическими проблемами (за­ грязнение окружающей среды отходами при переработке или сжи­ гании на ТЭЦ). Сейчас разрабатываются новые технологии сжигания в специальных газогенераторах и ретортах, термического растворе­ ния, биологических методов, а также продолжаются исследования по использованию не только органической, но и минеральной части слан­ цев, включая сопутствующие полезные ископаемые.

Газовые гцдраты — это скопления газа (чаще всего метана) в осо­ бом состоянии, связанном на молекулярном уровне с водой. В процес­ се формирования этих соединений при низких температурах в усло­ виях повышенного давления молекулы метана преобразуются в кри­ сталлы гидратов с образованием твердого вещества, по консистенции похожего на рыхлый лед. В результате молекулярного уплотнения один кубометр природного метаногидрата в твердом состоянии содер­ жит около 164 куб. м метана в газовой фазе и 0,87 куб. м воды.

Природные газогидраты сохраняют стабильность или при очень Низких температурах в условиях вечномерзлых пород на суше, или

vk.18com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

в режиме сочетания низкой температуры и высокого давления, кото­ рые присутствуют в придонной части осадочной толщи глубоковод­ ных районов Мирового океана.

Несмотря на наличие в океане большого количества газогидратов, в качестве альтернативного источника природного газа они могут рас­ сматриваться только в отдаленной перспективе, когда будут разрабо­ таны технологии извлечения из них метана.

Впервые газогидратная залежь была открыта в 1964 г. в России на месторождении Мессояхав Западной Сибири. Здесь в начале 70-х го­ дов проводилась первая в мире опытная добыча. Позднее аналогич­ ные залежи были обнаружены в районе дельты реки Маккензи в Ка­ наде. На месторождении Прадхо-Бей на Аляске была осуществлена пробная добыча метана. Ресурсы газа газогидратных залежей на суше и шельфе США оценены в 6000 трлн куб. м. Это значит, что извлекае­ мые запасы даже при коэффициенте извлечения не более 1% состав­ ляют 60 трлн куб. м — во много раз больше, чем суммарные доказан­ ные запасы всех обычных месторождений газа США.

В 1998 г. в Канаде в дельте реки Маккензи была пробурена экспе­ риментальная скважина Маллик, по данным которой было установ­ лено наличие протяженного поля скопления газогидратов. Эти иссле­ дования проводятся рядом японских промышленных компаний с участием геологической службы США, Канады и нескольких уни­ верситетов. С 1996 г. исследования шельфовой зоны с целью выявле­ ния газогидратных скоплений ведутся в Индии.

Спомощью химической реакции метан может быть превращен

вметанол, диметиловый эфир или моторное топливо. Российские уче­ ные также занимаются разработкой технологии переработки мета­ на. Уже созданы и действуют установки по получению новых эф ф ек­ тивных видов топлива из метана и природного газа. Однако реальное внедрение этих технологий в промышленность остается пока делом будущего. Не существует пока и технологии добычи гидрата метана, так как это соединение крайне нестойко. Даже при незначительных изменениях температуры или давления метановый «лед» переходит

вгазообразное состояние и улетучивается.

Уже разрабатываются технологии разделения добытого метана на водород и углекислый газ, причем последний планируется нагнетать под землю или использовать для улучшенной добычи нефти. Сущест­ вует и проект преобразования природного газа в газогидраты, что обеспечивает его транспортировку без использования трубопровода и хранение в наземных хранилищах при нормальном давлении. По­ добная технология уже разработана в Норвегии, и в ближайшие годы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

19

Глава 1. Нефть и газ в истории и развитии цивилизации

планируется строительство опытного завода по производству заморо­ женной газогидратной смеси.

Угольный метан. Другим источником метана могут стать угольные залежи. Метан обнаруживается в сорбированном виде в угольных пластах, где он удерживается в толще минерала. Хотя все угольные пласты содержат то или иное количество метана, экономически эф ­ фективным источником газа могут служить не все угольные залежи. В США расчетные запасы метана угольных залежей сейчас прибли­ жаются к величине запасов обычного природного газа. Из различных видов добычи газа из угольных пластов наиболее часто применяют на практике следующие: вертикальные скважины для дегазации до на­ чала шахтной добычи; горизонтальные скважины для дегазации; вер­ тикальные газовые скважины в пустой породе; и, наконец, вертикаль­ ные газовые скважины независимо от угледобычи. Проекты скважин для добычи газа совместно с шахтами вначале возникли с целью све­ дения к минимуму риска, создаваемого шахтным газом при добыче угля, а также для минимизации объема воздуха для вентиляции шахт. Опыт осуществления дегазации шахт в последнее время привел к раз­ работке проектов добычи газа независимо от работы шахт.

Ресурсы метана в угольных бассейнах России весьма значительны и оцениваются в 30 трлн куб. м, но не весь этот метан может быть из­ влечен из недр с экономическим эффектом. Как полезное ископае­ мое может рассматриваться метан, связанный с угольными пласта­ ми, — мощными аккумуляторами газа. При современном уровне осво­ ения угленосных территорий и состояния техники и технологии добычи угля и газа к таким ресурсам метана можно отнести до 13 трлн куб. м газа в Кузнецком бассейне и до 2трлн куб. м — в Печорском. Даже этого объема газа достаточно для того, чтобы рассматривать метан угольных пластов как серьезную базу для развития его крупномасштабной добычи. В ближайшем будущем планируется создание 9 опытно-про­ мышленных полигонов по извлечению метана из угольных пластов в Кузбассе и Печорском угольном бассейне. Освоение этих полигонов может обеспечить в 2005 г. добычу данного вида газового топлива

вобъеме 10—15 млн куб. м в год.

2.Открытие новых месторождений, освоение которых прежде было невозможным.

Открытие новых крупных месторождений на суше маловероятно, Поскольку основные нефтегазоносные бассейны в большинстве рай­ онов Земли изучены достаточно полно. Новые месторождения будут выявляться в труднодоступных районах и в недостаточно изученных Толщах, залегающих на глубинах 5—7 км. В связи с этим в некоторых

vk20.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

странах начнется «проедание» запасов — превышение добычи над вновь открываемыми запасами. Например, в России в 2003 г. прирост запасов нефти составил 230—250 млн т, а суммарная добыча — около 400 млн т. Таким образом, ранее установленные запасы уменьшатся более чем на 150 млн т только за один год. Не лучше обстоит дело и с запасами газа: прирост запасов около 500 млрд куб. м, а добыча — 600 млрд куб. м. Без вложения дополнительных средств в поисковые работы ситуация не выправится.

Основные перспективы прироста запасов связываются с конти­ нентальным шельфом. Ожидается, что к 2050 г. добыча нефти и газа из морских месторождений составит более 50%. К этому же периоду, по-видимому, будет приурочено начало промышленного освоения трудноизвлекаемых запасов: с глубиной моря более 2000 м, в аркти­ ческих условиях и в регионах с неразвитой инфрастуктурой. Важней­ шие потенциально нефтегазоносные бассейны — западное побере­ жье Африки, Мексиканский залив, Бразильский, Баренцево-Карский и Охотско-Чукотский шельфы, Каспийское, Средиземное и Черное моря. По различным оценкам, в мире насчитывается более 200 шельфо­ вых бассейнов, где до сих пор не проводилось поисково-разведочное бурение на нефть и газ. Активные сейсмические работы проводятся на северо-востоке Южной Америки (Суринам, Гайана, северо-восточ­ ная часть Бразилии). Большой интерес вызывает глубоководный шельф Австралии. Индия объявила тендеры для иностранных инве­ сторов. В районе Фарерских островов прогнозируются открытия, со­ измеримые с месторождениями Северного моря.

До 1960 г. добыча нефти могла вестись на глубине моря, не превы­ шающей 60 м. В 1990 г. рекордные глубины превысили 600 м. В 2050 г. нефть будут добывать на глубинах свыше 2000 м. По различным оцен­ кам, извлекаемые запасы месторождений континентального шельфа могут достигать 200—300 млрд т нефти и 300—400 трлн куб. м газа.

3. Применение новых технологий при поиске, разведке и эксплуа­ тации залежей.

Новые технологии активно применяются в областях поиска, раз­ ведки, добычи и транспортировки углеводородов. Одна из главных це­ лей их использования — внедрение передовых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и уменьшение потерь при добыче, переработке и транспортировке нефти и газа. В настоящее время коэффициент неф ­ теотдачи низкий: в России — 0,3 (т. е. отбирается только 30% от геоло­ гических запасов месторождений), в США — от 0,4 до 0,5. Примене­ ние во всем мире при разработке залежей новейших технологий по­ зволит увеличить коэффициент извлечения нефти на 10—15%. За счет

vk.Главаcom/club1526850501. Нефть и газ в истории| vkи развитии.com/id446425943цивилизации 21

увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов только на 10%допол­ нительно будет извлечено более 100 млрд т.

Сегодня прежние методы добычи, переработки и транспортиров­ ки нефти и газа серьезно пересматриваются. Некоторые из новых тех­ нологий — горизонтальное бурение, гибкие колонны, метод трехмер­ ной сейсморазведки и др. — на самом деле вовсе не новы, а просто видоизменяют или переносят в новую сферу уже существующие ме­ тоды.

Поиск и разведка месторождений. За последние два-три десяти­ летия создана методика поиска и разведки месторождений нефти и газа, которая позволяет построить достоверные геологические моде­ ли. В объемных геологических моделях, основанных на данных сей­ сморазведки 3D, геофизических исследованиях скважин и новых тех­ нологиях бурения и опробования скважин, выделяются ловушки даже небольших размеров и определяются коллекторские свойства продук­ тивных горизонтов. В результате подсчет запасов осуществляется более точно, а проект разработки месторождения с использованием компьютерного гидродинамического моделирования приближается к оптимальному.

Значительный прогресс в области поиска и разведки нефтегазо­ вых месторождений связан с применением ГИС (геоинформационных систем), которые постоянно используютданные космического на­ блюдения и точную привязку местоположения сейсмических профи­ лей и скважин. Построение геологических моделей местности на базе данных ГИС дает возможность эффективно выявлять возможные неф ­ теносные площади. На этапе проектирования разработки месторож­ дений намечаются перспективные варианты размещения скважин, предприятий переработки, трубопроводов и других транспортных путей.

ГИС-мониторинг может оказаться полезным и в сфере экологии и ликвидации вредных последствий нефте- и газодобычи. Использова­ ние ГИС позволяет также эффективнее решить задачу комплексной автоматизации работы нефтегазовых компаний, которая сегодня осу­ ществляется во многих странах мира.

Новые методы добычи. К числу новых технологий в области добы­ чи нефти относится горизонтальное бурение с увеличенным откло­ нением от оси скважины. Достижения технологии горизонтального бурения сделали возможным разбуривание шельфовых месторожде­ ний нефти и газа с берега, без строительства дорогостоящих морских оснований и платформ. Вместе с тем необходимыми техническими и технологическими элементами такого бурения являются относитель­

vk22.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть 1\ Основы нефтегазового дела

но высокие расходы бурового раствора, алюминиевые бурильные тру­ бы, системы измерений в процессе бурения, алмазные и поликристаллические долота, гидравлические забойные двигатели объемного типа с долговечностью 150—300 часов и турбобуры.

Для выявления всех возможных продуктивных пластов лучшей тех­ нологией признано бурение при депрессии на пласт. Самым эф ф ек­ тивным считается метод закачки газа в глинистый раствор от близле­ жащей работающей скважины. Однако это удается далеко не всегда. Еще одним методом являются спуск дополнительной колонны на глу­ бину 400—600 м и закачка в нее газа, который попадает в колонну кон­ дуктора через перфорированную нижнюю трубу. Существует не­ сколько способов и конструкций, которые дают возможность исполь­ зовать для этих целей низконапорные компрессоры.

Одной из перспективных технологий будущего является бурение посредством плавления горных пород. Среди способов такого плав­ ления можно назвать термический, плазменный и лазерный. Первый из них уже приобрел достаточно широкое применение. Имеются па­ тенты по повышению долговечности и надежности рабочего органа разрушения горных пород высокотемпературными струями. Огне­ струйное бурение в твердых породах применяется в России, США, Канаде, Японии и других странах.

Гибкие колонны — еще одна технология, известная на протяже­ нии десятилетий и имевшая ограниченное применение до недавнего времени, когда интерес к ней резко возрос благодаря существенным техническим достижениям. Система гибких колонн — это автоном­ ная, легко транспортируемая установка с гидравлическим приводом для ремонтных работ в скважине, которая дает возможность вводить и извлекать непрерывную колонну труб в насосно-компрессорную или обсадную колонну большего диаметра. Система может применять­ ся на суше или в море и не требует специальной ремонтной вышки. Установку можно использовать на работающих скважинах, она по­ зволяет непрерывно закачивать жидкость или азот при продолжаю­ щемся движении трубы.

Основное достоинство технологии гибких труб заключается в том, что во многих случаях это экономичная замена дорогостоящих работ по капитальному ремонту с использованием вспомогательных вышек. Бурение с помощью гибкой колонны становится все более привлека­ тельной возможностью для многих операций. Среди его областей при­ менения — бурение разведочных скважин, расширение ствола сква­ жины и горизонтальный выход из существующей вертикальной сква­ жины.

vk.com/club152685050Глава 1. Нефть и газ в истории| vkи .развитииcom/id446425943цивилизации____________________________ 23_

Нефте- и газодобывающие компании во всем мире постоянно разви­ вают новые технологии в своем стремлении к оптимизации скорости отбора нефти из скважин и общей добычи нефти и газа при одновремен­ ном сдерживании затрат и минимизации нежелательных воздействий на окружающую среду. С каждым годом появляются все новые методы в области поисково-разведочных работ, бурения, добычи и информационных технологий в нефтегазовой промышленности.

Применение компьютерных технологий. В последние годы за ру­ бежом все активнее развивалась идея разработки и сооружения так называемых интеллектуальных скважин (smart wells), управляемых при помощи компьютерных технологий. Такие скважины являются многоствольными, многофункциональными, всесторонне контроли­ руемыми и управляемыми. Они позволят увеличивать компонентоотдачу пластов, сокращать затраты на освоение месторождений и сни­ жать негативное воздействие на окружающую среду. Многофункцио­ нальность подразумевает совмещение процессов закачки газа и воды, отбора газа, нефти, конденсата и воды.

В 2001 г. в Бразилии появилась первая в мире полностью компью­ теризированная многопластовая скважина. Впервые дебит закачки воды в два продуктивных пласта дистанционно контролировался и управлялся посредством спутниковой связи из офиса, расположен­ ного в 265 км от скважины. В России значительное продвижение к со­ зданию «интеллектуальных скважин» представляют разработки ТатНИПИнефти, которые позволяют избегать спуска промежуточных технических колонн, осуществлять избирательные изоляционные ра­ боты в скважинах и т. д.

В последние годы достигнут большой прогресс в методах и средст­ вах построения трехмерных геологических моделей (3D) нефтегазо­ вых пластов. Прежде всего это касается трехмерной сейсмики. Ком­ плексное использование данных SD-сейсмики, кернового анализа, промысловой геофизики, газогидродинамических исследований сква­ жин при установившихся и неустановившихся режимах фильтрации дает информацию для насыщения ею компьютерной модели, аппрок­ симирующей залежи нефти или газа.

Методы увеличения нефтеотдачи. Сегодня в России проводится большой объем лабораторных и натурных исследований влияния на повышение нефтеотдачи скважин с помощью акустических волн, пульсаций и колебаний. Разработанные технологии получили широ­ кое распространение в странах СНГ, ими заинтересовались нефтя­ ные компании Италии, Ирана, Египта и других стран. Эти уникаль­ ные технологии направлены на повышение эффективности разработ­

vk24.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

ки и эксплуатации месторождений нефти и газа путем интенсифика­ ции добычи, снижения обводненности добываемой продукции, повы­ шения отдачи пластов, очистки призабойных зон скважин и систем нефтегазопромыслового оборудования, включая промысловый и ма­ гистральный трубопроводный транспорт нефти, газа и продуктов их переработки.

Виброакустические методы предназначены для обработки (с ис­ пользованием скважинного оборудования) как призабойной зоны нефтегазодобывающих и нагнетательных (водозаборных) скважин, так и отдаленных частей пласта (в радиусе до 500 м и более), а также проведения ремонтно-профилактических работ на скважинах: рас­ клинивания колонны штанг, разрушения «пробок» (асфальто-смоли­ стых и парафиновых отложений) и восстановления циркуляции жид­ кости. Результаты экспериментальных исследований института гид­ родинамики РАН им. М.А. Лаврентьева показали, что виброакустическое воздействие ускоряет вытеснение нефти водой.

Широкую популярность приобрел метод увеличения нефтеотдачи посредством закачивания газа в пласт. Обычно для этой цели исполь­ зуется природный газ, однако в последние годы внедряется техноло­ гия по его замене двуокисью углерода. Преимущество этого метода заключается в том, что двуокись углерода имеет более высокий удель­ ный вес. Кроме того, использование природного газа позволяет из­ влечь 25—35% обнаруженной нефти, в то время как закачка сжатого С 0 2 доводит этот показатель до 40—50%.

Еще одним методом является изобретенная в России глубинная вибрационная стимуляция, способная повысить нефтеотдачу скважин на 20% в сравнении с базовым уровнем. Современной тенденцией в развитии методов повышения нефтеотдачи является регулирование фильтрационных потоков с целью увеличения охвата пласта приме­ няемой системой разработки. К перспективным относятся также физико-химические методы регулирования путем создания в пласте гелевых экранов.

Приведенные примеры отражают существо нарождающихся «ин­ теллектуальных технологий», от создания и внедрения которых спе­ циалисты ждут роста нефтеизвлечения почти до 70%. Уже сейчас на ряде разрабатываемых крупных месторождений за рубежом уверен­ но собираются достичь и превзойти предел коэффициента извлече­ ния нефти в 60%. В настоящее время применение методов бурения на равновесие и депрессии позволяет увеличить дебит скважин в 3—5 раз, газодинамическое воздействие на продуктивные пласты — в 4—5 раз, локальный гидроразрыв пласта — в 3—5 раз.

vkГлава.com/club1526850501. Нефть и газ в истории| vkи развитии.com/id446425943цивилизации____________________________

Транспортировка. Новые технологии активно внедряются и в сфе­ ре транспортировки нефти и газа. Большое внимание уделяется по­ вышению надежности трубопроводных сетей. С этой целью приме­ няются новые технологии и материалы, в том числе стеклопластик, из которого с 1996 г. изготавливаются трубы для внутрипромысловых коммуникаций. В России выпуск стеклопластиковых труб диаметром от 130 до 300 мм впервые налажен в 2000 г. на заводе компании «ЛУ­ Койл» в г. Когалым. Такие трубы особенно важны для повышения надежности и долговечности нефтепромысловых коммуникаций в районах повышенной влажности и низких температур. Другим но­ вым методом защиты оборудования является применение специаль­ ных химических реагентов-ингибиторов для борьбы с коррозией и солеотложением. Выпускаемые сегодня ингибиторы позволяют при пе­ риодической обработке скваж ин эф ф екти вн о предотвращ ать отложение карбонатных, сульфатных и минеральных солей.

Настоящую революцию в области транспортировки нефтегазовых ресурсов могут совершить исследования в области быстрого сжиже­ ния газа. Современные достижения криогенной техники позволяют

сменьшими затратами осуществлять сжижение попутного и свобод­ ного газа, что дает возможность получать сжиженный природный газ ( ( п о прямо на месторождениях. Это экономически целесообразнее, чем транспортировать газ по трубопроводам, особенно на дальние рас­ стояния. Предусматривается создание на месторождениях собствен­ ных газоперерабатывающих производств и развитие на них наряду

страдиционными процессами извлечения сжиженного газа также ка­ талитической переработки газа с получением стабильных жидких про­ дуктов, твердых продуктов (полистиролов) и моторного топлива.

В2004 г. доля СПГ на мировом рынке газа составила 22%. К концу 2006 г. ожидается его увеличение в 2 раза, а общий флоттанкеров СПГ составит около 200 единиц.

Необходимо отметить, что успешное внедрение новых технологий требует масштабных инвестиций и научных разработок. Поэтому оно возможно прежде всего в развитых странах, в то время как другие страны вынуждены вести добычу нефти и газа устаревшими метода­ ми или покупать передовые технологии, попадая тем самым в техно­ логическую и патентную зависимость. Без изменения такого положе­ ния невозможно решение глобальных задач по экономии углеводо­ родных ресурсов и обеспечению экологической безопасности.

4. Альтернативные источники энергии.

Постепенное истощение запасов нефти и газа ставит перед чело­ вечеством задачу использования других источников энергии. К ним

vk26.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

относятся как традиционные — уголь, уран, гидроэнергия, —таки не­ традиционные, которые только начинают использоваться в широких масштабах. В числе последних можно назвать энергию ветра, солнца, текучей воды, тепла земных недр и др. Рассмотрим наиболее важные традиционные альтернативные источники энергии.

Уголь. Общие мировые запасы всех видов угля на начало 2004 г. составляют 4222 млрд т, разведанные — 984,5 млрд т; добыча угля в 2003 г. — 4832,7 млн т. По подтвержденным запасам этого вида топ­ ливно-энергетических ресурсов Россия занимает второе место в ми­ ре после США (15,1% общемировых запасов). Однако по добыче (5,9% от мировой добычи) она сильно уступает не только США (22,3%), но и Китаю (21,3%). Уголь остается одним из самых дешевых и доступных видов топлива.

Как ожидается, в период до 2020 г. мировая добыча угля будет со­ ответствовать спросу и международный рынок угля будет достаточ­ но Гибким для преодоления местного дефицита поставок. Наиболь­ шую долю прироста добычи и потребления угля в указанный период обеспечат Китай и страны Северной Америки. Рост спроса на уголь сохранится в основном в области производства электроэнергии. В перспективе неизбежно возрастет роль угля еще и как источника органического сырья, позволяющего получать практически всю гам­ му современных нефтехимических продуктов. За 15 лет с 1985 по 2000 г. добыча угля в мире существенно не увеличилась и составила 4,32—4,37 млрдт. При средней добыче 6,5 млрд т в год обеспеченность человечества углем гарантирована на 160 лет. В целом решение во­ просов переработки угля является стратегической задачей для топ­ ливно-энергетического комплекса стран, обладающих большими за­ пасами угля, в особенности России и Китая.

Атомная энергия. Мировые подтвержденные запасы урана превы­ шают 3 млн т. Производство урана в концентратах в 2004 г. составило 32 тыс. т, потребление — 58—60 тыс. т. Основные добывающие стра­ ны (в тыс. т) — Канада — 10,68, Австралия — 7,58, Нигерия — 2,90, На­ мибия — 2,71, Узбекистан — 2,35, Россия — 2,00, Казахстан — 1,7. Быв­ ший СССР располагал крупными запасами урана, однако сейчас зна­ чительная их часть находится в Казахстане (15,5% от общемировых), Узбекистане (3,5%), а также Украине.

5. Оценка суммарного потенциала земных недр на перспективу. Анализ результатов проведенных исследований свидетельствует

о большом потенциале земных недр для дальнейшей добычи углеводо­ родного сырья. Стратегия отраслей ТЭК во многом определяется по­ тенциальными ресурсами углеводородного сырья и возможностями его

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

27

Глава 1. Нефть и газ в истории и развитии цивилизации

освоения. Для прогноза развития ресурсной базы в периоде 2003 по 2100

гг.специалисты рекомендуют использовать следующие данные:

мировые извлекаемые запасы нефти (по состоянию на 2004 г.) составляют 177 млрд т;

за счет открытия месторождений на суше (труднодоступные рай­ оны, ловушки на глубинах 5—7 км) прогнозируется прирост за­ пасов — 50 млрд т;

за счет коэффициента извлечения нефти (от 0,3 в настоящее вре­ мя до 0,4 в 2050—2100 гг.) — 100 млрдт;

доказанные запасы битуминозных песчаников в Канаде состав­ ляют 23,5 млрд т;

за счет освоения битуминозного сырья (геологические ресур­

сы — 800 млрд т) прогнозируется прирост запасов 400 млрд т;

за счет освоения месторождений горючих сланцев (геологиче­ ские ресурсы — 550 млрд т) — 5 млрд т;

мировые извлекаемые запасы газа (по состоянию на 2004 г.) со­ ставляют 162 трлн куб. м;

за счет открытия месторождений на континентальном шельфе прогнозируется 300 трлн куб. м;

• за счет освоения на больших глубинах — 100 трлн куб. м;

за счет метана угольных месторождений — 40 трлн куб. м;

за счет освоения газогидратов — 50 трлн куб. м.

В2004 г. добыча нефти составила 3,6 млрд т. При увеличении до­ бычи жидких углеводородов в 2100 г. в два раза средняя добыча в те­ чение 100 лет для прогноза может быть принята как 5 млрд т/год. Та­ ким образом, планируется извлечь 500 млрд т условного топлива. По прогнозу прироста запасов, такая цифра вполне реальна — по оцен­ кам, она составляет более 600 млрд т.

В2004 г. добыча газа составила 2927 млрд куб. м. К 2100 г. прогно­ зируется добывать 7500 млрд куб. м. При средней годовой добыче газа

в5 трлн куб. м разведанных на сегодня запасов хватит на 140 лет.

1.2.МЕСТО И РОЛЬ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

ВСОВРЕМЕННОЙ МИРОВОЙ И РОССИЙСКОЙ ЭКОНОМИКЕ

1-2.1. Современные теоретические воззрения Без преувеличения можно сказать, что топливно-энергетическая

°трасль является ключевой отраслью как для всего мирового хозяй­ ства в целом, так и для каждой национальной экономики. Она обес­ печивает жизнедеятельность всех других отраслей мирового и нацио­

vk28.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

нальных хозяйств, и ее состояние очень сильно влияет на характер и темпы развития как отдельных стран, так и крупных геоэкономических образований.

В силу определенных особенностей экономического развития на­ шей страны для России ТЭК играет, пожалуй, даже еще более значи­ мую роль, нежели для других стран мира, особенно на современном этапе развития. В настоящее время ТЭК является одним из устойчи­ во работающих производственных комплексов российской экономи­ ки. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики, обеспечивая около ^ п р о и зв о д ­ ства ВВП, 1/3 объема промышленного производства и доходов консо­ лидированного бюджета России, примерно половину доходов феде­ рального бюджета, экспорта и валютных поступлений. При этом од­ ной из самых важных составляющих ТЭК является нефтегазовый комплекс.

Структура топливно-энергетического баланса в России (рис. 1.2.1; см. цветную вклейку) еще больше подчеркивает важность нефтегазо­ вого комплекса для национальной экономики. Практически 80% всех энергоресурсов у нас производится с использованием газа и нефти. Таким образом, НТК является фундаментом всей российской эконо­ мики, с точки зрения как текущего жизнеобеспечения, так и дальней­ шего развития России. Структура мирового энергетического баланса наглядно показывает возрастающую роль нефти и газа в жизнеобес­ печении мирового хозяйства (рис. 1.2.2; см. цветную вклейку).

1.2.2. Текущее состояние и динамика развития запасов и добычи нефти и газа

Россия является одной из богатейших стран по запасам природ­ ных топливно-энергетических ресурсов. На долю нашей страны при­ ходится 9,3% всех мировых доказанных запасов нефти. Цифра не столь велика, но необходимо учитывать, что 77% доказанных запасов неф ­ ти приходится на страны «мирового монополиста» — картеля ОПЕК. По объемам запасов газа Россия находится на втором месте — 26,9% от общего объема мировых запасов. Более подробно структура запа­ сов нефти и газа была представлена в табл. 1.1.1.

В абсолютных показателях прогнозные ресурсы нефти РФ оцени­ ваются в 18,7 млрд т, газа — 46,8 трлн куб. м. Территориальная струк­ тура прогнозных ресурсов по нефти и газу заметно различается. Если в прогнозных ресурсах нефти доминирует суша, то по газу ресурсы распределены примерно поровну между сушей и шельфом. На долю двух федеральных округов — Уральского и Сибирского — приходится

Глава 1- Нефть и газ в истории и развитии цивилизации

29

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

примерно 60% ресурсов нефти и газа. Из остальных регионов выделяет­ ся Дальний Восток — около 6% прогнозных ресурсов нефти и 7% газа.

Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводород­ ного сырья характеризуется снижением текущих разведанных запа­ сов нефти и газа и низкими темпами их воспроизводства. Объемы гео­ лого-разведочных работ не обеспечивают воспроизводство минераль­ но-сы рьевой базы неф тяной и газовой промыш ленности, что в перспективе, особенно в условиях быстрого роста добычи нефти, мо­ жет стать серьезной угрозой энергетической и экономической безо­ пасности страны.

Продолжает ухудшаться структура разведанных запасов нефти. Происходит опережающая разработка наиболее рентабельных час­ тей месторождений и залежей. Вновь подготавливаемые запасы со­ средоточены в основном в средних и мелких месторождениях и явля­ ются в значительной части трудноизвлекаемыми. В целом объем труд­ ноизвлекаемых запасов составляет более половины разведанных запасов страны.

Структура запасов газа в России более благоприятная, чем нефти, однако также имеется тенденция увеличения доли сложных и труд­ ноизвлекаемых запасов. Проблемы их освоения связаны с сокраще­ нием находящихся в промышленной разработке высокопродуктив­ ных, залегающих на небольших глубинах, запасов, сложными природ­ но-климатическими условиями и удаленностью будущих крупных центров добычи газа от сложившихся центров развития газовой про­ мышленности (Восточная Сибирь и Дальний Восток, полуостров Ямал, Баренцево и Карское моря), перспективами появления в ближайшие годы значительных запасов низконапорного газа, увеличением в со­ ставе разведанных запасов доли жирных, конденсатных и гелийсо­ держащих газов, требующих для эффективной разработки создания газоперерабатывающей инфраструктуры.

Запасы газа базовых разрабатываемых месторождений Западной Сибири — основного газодобывающего региона страны (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское) — выработаны на 55—75% и перешли либо перейдут в ближайшие годы в стадию падающей добычи.

Оценки, представленные в Энергетической стратегии России на периоддо 2020 г. (материал подготовлен Минпромэнерго России), сви­ детельствуют о том, что вероятные запасы и ресурсы распределенно­ го фонда недр в основных районах добычи нефти и газа могут обес­ печить воспроизводство минерально-сырьевой базы в ближайшие 10—15 лет не более чем на 30—40%, а остальные запасы должны быть приращены на новых территориях и акваториях России. Иными ело-

vk30.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

вами, только для обеспечения уровня добычи на сегодняшнем уровне необходимо расширение минерально-сырьевой базы за счет освое­ ния новых месторождений на 60—70% от нынешнего объема запасов. Для выполнения этого необходимо проведение большого объема гео­ лого-разведочных работ, требующих крупных инвестиций. Исходя из перспектив развития российской экономики и ее нефтегазового ком­ плекса, собственных средств для решения этой задачи будет явно не­ достаточно, поэтому уже при рассмотрении сырьевой базы возника­ ет задача привлечения к нефтегазовым проектам зарубежных инве­ сторов и партнеров. Только это обеспечит возможность решения данной проблемы путем:

привлечения инвестиционных ресурсов, необходимых для реа­ лизации нужного объема геолого-разведочных работ;

использования и разработки новых научно-технических и тех­ нологических решений по поиску и разведке нетрадиционных ресурсов нефти, освоение которых позволит значительно рас­ ширить ресурсную базу нефтегазового комплекса;

применения новых технологий, направленных на повышение эффективности и информативности геологоразведочных работ;

использования новых организационных форм управления неф­ тегазовыми инвестиционными проектами, что позволит повы­ сить интеграцию между результатами геолого-разведочных ра­ бот и дальнейшими работами по проектам, что в конечном итоге приведет к повышению эффективности проектов.

Вплане добычи нефтегазовых ресурсов в настоящее время намети­ лись позитивные тенденции, связанные со стабильным преодолением падения добычи в ходе так называемых экономических реформ в сере­

дине 1990-х гг. В табл. 1.2.1 представлена динамика добычи нефти и газа в Советском Союзе в период с 1940 по 1990 г. В табл. 1.22 показано из­ менение показателей добычи нефти и газа в Российской Федерации в пе­ риод с 1990 по 2004 г. с интервалом в год (данные за 2004 г. — расчетные).

Данные таблиц показывают, как интенсивно развивался нефтега­ зовый комплекс в советское время, какой буквально «взрывной» рост сопровождал развитие нефтяной и газовой промышленности и на­ сколько существенно было падение показателей в период перехода к новым экономическим условиям. По нефти нынешние показатели соответствуют середине 1970-х гг. (следует учитывать, что в табл. 1.2.1 данные приведены по СССР в целом), по газу показатели сегодняш­ него дня более высокие и соответствуют началу 1990-х гг.

Как видно из приведенных данных, в работе нефтегазового комплек­ са проявились общеэкономические тенденции, связанные с кризисом

vkГлава.com/club1526850501. Нефть и газ в истории |иvkразвитии.com/id446425943цивилизации 31

российской экономики в 1990-е гт. В этот период произошло резкое сни­ жение добычи нефти и газа. При этом снижение добычи нефти было более существенным и более резким. Основными причинами этого являются разруш ение системы управления экономикой и НГК в частности и разрыв хозяйственных связей на территории Советского Союза.

Таблица 1.2.1 Добыча нефти, включая газовый конденсат (млн т в год), и газа

(млрд куб. м в год) в Советском Союзе с 1940 по 1990 г.

 

1940

1950

I960

1970

1975

1980

1990

Н еф ть

31

38

148

35 3

491

603

595

1сВ

3

2L

45

198

3 1 2

435

810

Таблица 1.2.2

Добыча нефти, включая газовый конденсат (млн т в год), и газа (млрд куб. м в год) в Российской Федерации с 1990 по 2004 г.

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Н еф ть

5 1 6

4 6 2

3 9 9

354

318

307

305

310

305

320

340

360

380

421

450

 

641

643

610

618

607

595

601

5 6 9

591

590

595

5 5 9

595

6 16

635

После достижения абсолютного максимума нефтедобычи в 1987 г. начался ее неуклонный спад. К 1994 г. добыча упала на 44%, составив всего 317,2 млн т. В начале 1995 г. простаивало более 22 тыс. нефтя­ ных скважин из общего фонда в 140 тыс.

Темпы ввода в эксплуатацию новых месторождений резко снизи­ лись, и в 90-х годах ежегодно вводились в эксплуатацию 3—4 место­ рождения вместо 30—40 в середине 80-х годов.

В этот период кризис нефтяной промышленности получил допол­ нительное развитие. Цены на нефть и газ, которые контролировались государством, оставались на сравнительно низком уровне, тогда как стоимость оборудования, материалы, строительные, транспортные и прочие услуги стали резко и неограниченно расти. Медленного по­ вышения цен на основные энергоносители, имевшего место на оте­ чественном рынке, оказалось совершенно недостаточно для того, что­ бы нефтедобывающие компании смогли компенсировать ущерб, на­ носимый инфляцией. Из-за этого, властности, становилось все более экономически нецелесообразно вводить в действие низкодебитовые скважины, когда в них возникали технические проблемы.

vk.32com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Ситуацию существенно усложнили кризис неплатежей и падение спроса на внутреннем рынке. Таким образом, если и можно считать технологические проблемы в отрасли кризисными факторами, то да­ леко не самыми главными, так как в основном современный кризис обусловлен структурными проблемами отрасли и крахом прежней экономической системы.

В период падения продолжали накапливаться и технологические проблемы, которые на сегодняшний день выходят уже на первый план. При этом восстановление объемов нефтедобычи и газодобы­ чи на фоне стабилизации организационных структур управления нефтегазовым комплексом происходит достаточно быстро, что лиш­ ний раз подтверждает то, что причины падения добычи находились в разрушении прежних структур управления (приватизация) и хо­ зяйственных связей (дезинтеграция советского экономического про­ странства).

В последние 5лет обозначился стабильный подъем показателей до­ бычи нефти и газа, что само по себе является положительной тенден­ цией, но в силу предшествовавшего кризиса и, как следствие, сниже­ ния объемов инвестиций в НГК вызывает ряд существенных проблем, разрешение которых сильно повлияет на темпы развития нефтегазо­ вого комплекса и всей российской экономики. Дальнейшее восста­ новление объемов добычи сегодня уже упирается в нерешенность производственно-технологических проблем, доставшихся в наследст­ во от советского времени, а также накопившихся в ходе реформ.

В настоящее время крупнейшие добывающие предприятия россий­ ских нефтяных компаний находятся на территории Западной Сиби­ ри — на долю Ханты-Мансийского, Ямало-Ненецкого автономных округов, Тюменской и Томской областей приходится около 68% всей добываемой в России нефти.

Западно-Сибирская нефтегазовая провинция является самой изу­ ченной, здесь находятся крупнейшие из разработанных месторожде­ ний, в частности, такие гиганты, как Самотлорское, Талинское, Мамонтовское, Лангепасское, Когалымское и прочие месторождения.

По расчетам специалистов Минпромэнерго РФ, в перспективе до 2020 г. Западная Сибирь будет оставаться основным нефтедобываю­ щим районом России, хотя ее доля к 2020 г. снизится до 55—58% про­ тив 68% в настоящее время. Согласно тому же прогнозу, после 2010 г. масштабная добыча нефти начнется в Тимано-Печорской провинции, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего на восток России к 2020 г. будет приходиться 15—20% нефтедобычи в стране.

Глава 1. Нефть и газ в истории и развитии цивилизации

33

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

В настоящее время большая часть добычи осуществляется девятью крупными нефтяными российскими компаниями, из которых лиди­ рующие места занимают ЛУКойл, ЮКОС (до 2005 г.), Сургутнефте­ газ и ТНК. Следует также обратить внимание, что быстро увеличива­ ется доля добычи нефти, осуществляемая различного рода совмест­ ными предприятиями и операторами Соглашений о разделе продукции. Данное направление аналитикам представляется особенно перспек­ тивным для реализации международных проектов и привлечения необходимых инвестиционных ресурсов в нефтяную отрасль Россий­ ской Федерации.

У многих крупных нефтяных компаний сформировалась своя стра­ тегия развития добывающего сектора. Так, ЛУКойл придерживается стратегии диверсификации регионов добычи, что проявляется в пер­ вую очередь в активной экспансии на новые территории. ЛУКойл приобрел нефтедобывающие мощности в Тимано-Печорском регио­ не. Такая стратегия соответствует долгосрочному росту как самих компаний, таки нефтяной промышленности Российской Федерации. Основные проблемы этой стратегии состоят в необходимости привле­ чения существенных капиталовложений для разработки и развития новых месторождений и для создания необходимой инфраструкту­ ры, в первую очередь транспортной, так как новые месторождения удалены от основных маршрутов транспортировки.

Другой стратегией является диверсификация по видам деятельно­ сти. Ее придерживается Сургутнефтегаз, что проявляется в развитии газового сегмента. Такая стратегия также представляется перспектив­ ной с точки зрения как компаний, так и всего нефтегазового комплек­ са. Несмотря на то, что в настоящее время монополией на транспорти­ ровку и экспорт газа обладает Газпром, а внутренние цены на газ оста­ ются крайне низкими, в ближайшей перспективе (3—5лет) ожидаются либерализация рынка газа и сокращение доли Газпрома в экспорте.

Стратегии, которую можно назвать «органическим ростом», при­ держиваются такие компании, как Сургутнефтегаз, Сибнефть, ТНК, Татнефть и Башнефть. Она состоит в добыче и ограниченной развед­ ке в пределах уже достаточно освоенных месторождений (Сургутнефте­ газ, Сибнефть, ТНК — в пределах Западной Сибири, в основном ХантыМансийского АО, Татнефть и Башнефть — в пределах Татарстана и Башкортостана). Данная стратегия не направлена на развитие, но с точки зрения отдельно взятых компаний достаточно эффективна, так как уже существует созданная в советское время необходимая инфра­ структура, а месторождения обладают существенными запасами. Но "Другой стороны, многие месторождения (такие как в Татарстане и

vk34.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы неф т егазового дела

Башкортостане) характеризуются значительной истощенностью запа­ сов и невысоким качеством нефти.

В сложном положении находятся Татнефть и Башнефть — место­ рождения этих компаний истощены, а добываемая ими нефть — низ­ кого качества (а после введения в действие «банка качества» нефти им придется еще и платить за это). Ставка на развитие газового сег­ мента представляется вполне разумной, но только при условии, что Газпром предоставит нефтяным компаниям доступ к трубе. Иначе газ по-прежнему придется либо сжигать (если это попутный газ), либо продавать тому же Газпрому по бросовым ценам — по крайней мере, пока цены на газ внутри страны не поднимутся до европейского уров­ ня. Наиболее прочные позиции в секторе газодобычи из нефтяных компаний, вероятно, займет Сургутнефтегаз.

В добыче газа общий кризис экономики Российской Федерации проявил себя в значительно меньшей степени — в первую очередь в силу сохранения системы управления и более органичного перехо­ да крыночной экономике. Некоторые колебания добычи газа связа­ ны с сокращением поставок газа в страны ближнего зарубежья по причинам неплатежей. Монополист газовой промышленности Газ­ пром, хоть и не является полноценным рыночным субъектом, нала­ дил бесперебойную работу всей отрасли и не только обеспечил газом всю экономику, но стал по сути гарантом хозяйственных отношений во многих других отраслях.

Структура производства газа в 2004 г. представлена на рис. 1.2.3 (см. цветную вклейку)

Естественно, основную долю занимает Газпром, наследник газо­ вой промышленности РСФСР. ОАО «Газпром» — владелец месторож­ дений с общими запасами около 48 трлн куб. м и является крупней­ шей компанией в мире как по запасам, так и по добыче природного газа. Для сравнения в табл. 1.2.3 приведены запасы крупнейших ком­ паний мира (млрд куб. м):

 

Таблица 1.2.3

Запасы газа крупнейших компаний мира (млрд куб. м)

Компания

Запасы газа (млрд куб. м)

ОАО "Газпром"

48 00 0

 

Статойл

1696

Шелл

1490

 

Мобил

548

Бритиш Петролеум

307

Шеврон

257

vkГлава.com/club1526850501. Нефть и газ в истории|иvkразвитии.com/id446425943цивилизации 35

По мнению российских экономистов, ОАО «Газпром» — единствен­ ная в России транснациональная компания, имеющая стабильный выход на мировой рынок. В России из газа Газпрома получают 40% электроэнергии.

Вместе с тем в настоящее время повышается доля нефтяных ком­ паний, добывающих газ, а также мелких газодобывающих компаний. Динамика изменения структуры производства газа в период с 1997 по 2002 г. приведена в табл. 1.2.4.

Российский союз промышленников и предпринимателей разрабо­ тал «Концепцию реформирования газовой отрасли и рынка газа», со­ гласно которой цены на газ должны получить рыночные механизмы образования, а монополизм Газпрома — органично перейти в рыноч­ ную среду. Основные положения «Концепции» во многом схожи с уже утвержденной реформой энергетики страны. «Концепция» была про­ анализирована специалистами Газпрома и в целом одобрена. По мне­ нию экспертов, к 2010 г. в России должен сложиться полноценный и конкурентный рынок газа.

Таблица 1.2.4

Производство газа в 1997—2004 гг. в разрезе компаний

______________

 

(млрд куб, м)

 

__________ ______

Компания

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

Газпром

S 3

334

532

5S

511

506

so

Нефтяные компании

24

29

44

37

33

64

67

69

Прочие компании

12

26

14

35

15

25

24

25

Всего по России

509

591

590

595

559

595

616

635

1.2.3. Современные тенденции в экспорте российской нефти и газа

Значительная часть добытых в России нефти и газа поступает на экспорт. Экспорт этих энергоносителей является исключительно важ­ ным фактором как экономической, таки политической стабильности. Он обеспечивает 60% всей валютной выручки нашей страны, что по­ зволяет поддерживать курс рубля и внешнеторговое сальдо на необ­ ходимом уровне. Государственные акцизы на нефть и нефтепродук­ ты, налоговые отчисления Газпрома более чем на половину формиру­ ют Доходную часть государственного бюджета Российской Федерации. Поставки газа в ближнее зарубежье являются серьезным политиче­ ским фактором в построении отношений со странами бывшего Советского Союза.

vk.com/club15268505036 | vk.com/id446425943Часть I. Основы неф т егазового дела

На рис. 1.2.4 (см. цветную вклейку) показана динамика экспорта газа и нефти из России (по 2004 г. приведены прогнозные значения показа­ телей).

Как видно из рис. 1.2.4, приблизительно треть добываемого газа и половина добываемой нефти у нас поставляется в другие страны. При этом основными факторами, определяющими динамику показателей экспорта нефти и газа, как свидетельствуют специалисты, являются динамика цен на мировых рынках энергоносителей и состояние тру­ бопроводной системы транспортировки.

Увеличение экспорта российской нефти связано с улучшением ми­ ровой конъюнктуры рынка. Цена нефти в 2000 г. была 195 долл, за тонну, или 26,3 долл, за баррель. Начало 2000 г. ознаменовалось ост­ рейшим конфликтом между нефтеимпортирующими странами, пре­ жде всего США и ОПЕК, вокруг путей ликвидации дефицита нефти и предотвращения дальнейшего галопирующего роста цен. В конечном итоге данный конфликт завершился военной агрессией против Ира­ ка, некоторым падением (а затем — ростом) цен на нефть, но при этом сокращением объемов добычи нефти в Ираке и квот на добычу неф­ ти стран ОПЕК. По состоянию на 2004 г. цена на нефть находилась на достаточно высоком уровне (более 35 долл, за баррель). Прогнозиро­ вать конъюнктуру рынка в настоящей ситуации достаточно сложно, но эксперты предполагают медленное снижение цен на нефть (в за­ висимости от реализации плана послевоенного восстановления неф­ тяной отрасли Ирака) до 2007 г. и возвращение на уровень 2000 г. к 2010 г., что является тенденцией, умеренно стимулирующей разви­ тие нефтяного сектора России.

Основными экспортерами нефти и нефтепродуктов в 2004 г. явля­ лись крупные российские нефтяные компании — ЛУКойл, ЮКОС, Сургутнефтегаз, Тюменская нефтяная компания (ТНК) и Сибнефть. Экспорт нефти в 2004 г. в разрезе нефтяных компаний показан на рис. 1.2.5 (см. цветную вклейку).

В отличие от цен на нефть, цены на газ находились в достаточно стабильном диапазоне около 200 долл, за 1000 куб. м. В настоящее вре­ мя конъюнктура рынка достаточно положительна. Наибольшая часть экспортного газа поставляется в западноевропейские страны. Темпы роста экспорта газа определяются, в основном, возможностями газо­ транспортной трубопроводной системы. Кроме этого, фактором, сдер­ живающим развитие газовой промышленности в России, является го­ сударственное регулирование цен на газ. Но и в этом направлении эксперты отмечают хорошие перспективы. Согласно концепции РСПП [5] цена на газ в регулируемом секторе рынка с 2004 по 2010 г.

Глава 1- Нефть и газ в истории и развитии цивилизации

37

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

вырастет незначительно —с 22—23 долл, за 1000 куб. мдо31—34долл. При этом сама доля регулируемого рынка за это время уменьшится с 240 млрд куб. м газа до 75 млрд куб. м. Доля нерегулируемого секто­ ра в этот же период возрастет со 120 млрд куб. м до 325 млрд куб. м газа; при этом цены в 2004 г. колебались в пределах 43—45 долл, за 1000 куб. м, а в 2010 г. поднимутся до 55—60 долл, за 1000 куб. м. Объ­ ем потребления газа на внутреннем рынке, по прогнозам РСПП, вы­ растете 360 млрд куб. м до 400 млрд куб. м. Но реформирование газовой промышленности и либерализацию рынка газа необходимо рассмат­ ривать в контексте реформирования всего топливно-энергетическо­ го комплекса, в том числе и энергетической отрасли России, так как основными потребителями газа являются именно электростанции,

очем свидетельствует рис. 1.2.6 (см. цветную вклейку).

1.2.4.Текущее состояние и развитие нефтегазовой трубопроводной транспортной системы и трубопроводного строительства

Трубопроводная транспортная система занимает исключительно важное место во всей инфраструктуре как нефтяной, так и газовой промышленности. Производственная инфраструктура объектов и со­ оружений газовой промышленности приведена в главах II части. Тру­ бопроводы связывают места добычи с местами переработки и потреб­ ления нефти и газа. Это своего рода «кровеносные сосуды» как неф ­ тегазового комплекса, так и, пожалуй, всей экономики. Различают трубопроводы нескольких видов:

нефтепроводы — трубопроводы для транспортировки нефти;

продуктопроводы — трубопроводы для транспортировки неф­ тепродуктов;

газопроводы — трубопроводы для транспортировки газа;

промысловые трубопроводы —трубопроводы, соединяющие непо­

средственные места добычи с местами первичной обработки неф­ ти или газа и подготовки их для магистральной транспортировки;

• магистральные трубопроводы — трубопроводы, соединяющие пункты первичной обработки с пунктами потребления или пере­ работки и имеющие протяженность в десятки тысяч километров.

Всоветский период нефтегазовое трубопроводное строительство Развивалось весьма динамично. Вплоть до конца 1980-х гг. темпы уве­ личения объемов строительства как нефтепроводов, так и газопрово­ дов постоянно повышались.

Вконце 80-х годов объем строительства магистральных нефтепроВ0Дов несколько снизился; объем строительства газопроводов в этот

vk38.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

же период, наоборот, возрос (рис. 1.2.7; см. цветную вклейку). После снижения (более чем в 3 раза) объема импорта иностранных труб боль­ шого диаметра в 1990 г. был впервые сорван нам ечавш ийся план строительства и ремонта магистралей: так, в 1990 г. было отремонти­ ровано только 1924 км газовых магистралей против 3260 км по плану.

Этот год явился переломным в истории тогда еще советского н еф ­ тегазового строительства. Несмотря на планировавшийся в 1991 г. рез­ кий рост объема строительства газовых магистралей (5300 км и 48 ком­ прессорных станций), фактические результаты оказались на уровне предыдущего года; начал возрастать дефицит мощностей по ремонту трубопроводов — уже в тот период около 65 тыс. км нефтяных тру­ бопроводов требовали ремонта.

В частности, не оправдала себя технология изоляции трубопро­ водов непосредственно на месте производства работ; имевш иеся производственные мощ ности (два завода в Х арцизске, Волжске и позднее — в Новокуйбышевске) могли выпускать трубы с заводской изоляцией общим объемом 850 тыс. т в год, т. е. около 15% от потреб­ ностей.

После распада Советского Союза и последовавшего за этим разва­ ла промышленности объем строительства и реконструкции трубопро­ водов резко снизился, что видно из рис. 1.2.7.

Только в последние несколько лет появилась устойчивая тенденция возрождения нефтяной и газовой промышленности. Принята Програм­ ма реконструкции и технического перевооружения газотранспортных систем РФ на период до 2015 г. Ведущие нефтяные компании имеют собственные программы ремонта и реконструкции трубопроводов;

ксожалению, все они выполняются в недостаточной степени.

Кчислу основных новых, а также строящихся и реконструируе­ мых магистральных трубопроводов следует отнести:

газопровод Ямал—Европа протяженностью 977 км и диаметром 1420 мм;

газопровод С РТО —Торжок протяженностью 720,1 км и диамет­ ром 1420 мм;

• газопровод Заполярное—Уренгой (3 нитки) протяженностью 189 км и диаметром 1420 мм;

газопровод Россия—Турция («Голубой поток») протяженностью 372 км и диаметром 1220 и 1420 мм;

нефтепровод Т енгиз—Н овороссийск протяженностью 1490 км

идиаметром 1020 мм;

Балтийскую трубопроводную систему протяженностью 2718 км

идиаметром от 500 до 800 мм.

Глава 1- Нефть и газ в истории и развитии цивилизации

39

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Газопроводы. К началу 1992 г. общая длина газопроводной системы СНГ превышала 220 тыс. км (включая примерно 8 тыс. км конденсатопроводов). Около 175 тыс. км, или 80% протяженности системы проходит потерритории РФ.

Подавляющее большинство построенных трубопроводов имеют диаметр от 500 до 1400 мм; некоторые трубопроводы диаметром ме­ нее 500 мм включены в рассмотрение ввиду их региональной важно­ сти. Многие трубопроводы, особенно идущие с Западно-Сибирских месторождений, проходят в так называемых «коридорах», состоящих из ряда (до 6) «ниток», поэтому одна компрессорная станция нередко обслуживает несколько параллельных «ниток».

На компрессорных станциях используется более 20 различных типов компрессоров советского производства и несколько иностранных типов. Всего более 5700 компрессоров, включая газотурбинные, электрические и газомоторные, находятся в действии. Они установлены на 891 компрес­ сорном цехе общей мощностью 41,7 млн кВт. Следует отметить отсутст­ вие за рассматриваемый период существенно новых технических реш е­ ний КС, а также недостаточно энергичные темпы работ по ремонту и модернизации существующего парка компрессорных агрегатов.

К концу 2004 г. общая протяженность газопроводов РФ составила 264 тыс. км, увеличившись, таким образом, за период 1999—2004 гг. на 27 тыс. км.

Необходимо кратко описать наиболее интересные перспективные направления, в рамках которых будут осуществлены новые проекты:

• проект «ЯМАЛ—Европа». Все прогнозы развития спроса и пред­ ложения на газ показывают, что к 2010 г. в газоснабж ении За­ падной Европы возникнет дефицит в объеме 75—100 млрд куб. м газа в год. Поэтому соверш енно очевидно, что дополнительные поставки газа по проекту «Ямал—Европа» будут необходимы даже в случае продления всех действующих в настоящее время контрактов. Все это является важной предпосылкой для реали­ зации грандиозного проекта — сооружения трансконтиненталь­ ной газовой магистрали Ямал—Европа общей протяженностью 4000 км. Истоки этой газовой магистрали находятся на полуост­ рове Ямал, запасы природного газа которого составляю т 16,6 млрд куб. м. Расчеты показывают, что ежегодная добыча на Ямале может составить в перспективе около 200 млрд куб. м;

• новые проекты в Ю го-Восточной и Ю жной Европе. И н тер есн ы м во всех отнош ениях является российско-болгарский проект, предусматривающ ий сооружение газопровода для перекачки российского газа в Грецию через территорию Болгарии, кото­

vk40.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

рая, собственно, это уже началаделать, проложив новый участок трубопровода длиной 70 км, который пересек греко-болгарскую границу и обеспечивает газоснабжение Афин и Салоник. До это­ го российский газ поступал через Болгарию только в Турцию. В связи с сооружением нового газопровода через эту страну в Грецию протяженность газопроводной сети в Болгарии удво­ ится, а поток российского газа в Грецию резко возрастет — до 2,4 млрд куб. м к 2004 г. Что касается дальнейшего расширения

итало-российского сотрудничества в области энергетики, то ему будет способствовать реализация югославского проекта — со­ оружение Трансбалканского газопровода — от Димитровграда (Болгария) через Южную Сербию и Черногорию с выходом к порту Бар, от которого должен быть проложен газопровод по дну Адриатического моря к итальянскому порту Бари;

• новые пути российского газа через Северную Европу — постав­ ки природного газа в страны Западной Европы через Финлян­ дию, Швецию и Данию;

• страны ВосточнойАзии. После 2005 г. в Иркутской области и Яку­ тии намечается создание нового крупного газодобывающего рай­ она, из которого будут исходить магистральные газопроводы, обеспечивающие природным газом не только Восточную Сибирь и Дальний Восток РФ, но и КНР, КНДР и Республику Корея.

Достаточно актуальным является расширение внутреннего рынка газа и развитие внутренней российской системы газопроводов. В рам­ ках предстоящей либерализации рынка газа это направление также представляет интерес для международных проектов. Потребности

вразвитии газификации России сегодня очень велики: так, уровень негазифицированных природным газом квартир в городах и рабочих поселках составляет 44%, а в сельской местности — 79%. Ускоренное развитие сетей газораспределения возможно лишь с привлечением

вэтот бизнес разнообразных отечественных и зарубежных инвесто­ ров. При этом на первое место выходят такие понятия, как целесооб­ разность и финансовое состояние проектов газификации.

Нефтепроводы и продуктопроводы. В 1991 г. общая протяж ен ­ ность нефтепроводов и продуктопроводов бывшего Советского Сою­ за составляла 90 200 км. Эта цифра не включала более 600 000 км про­ мысловых трубопроводов и коллекторов диаметром от 57 до 700 мм. Более половины трубопроводов (52 500 км) было построено из труб диаметром 700 мм и более.

Протяженность трубопроводов для сырой нефти к началу 1991 г. до­ стигала 70 400 км. На трассах работало 572 перекачивающих станции.

vkГлава.com/club1526850501- Нефть и газ в истории|иvkразвитии.com/id446425943цивилизации 41

Протяженность продуктопроводов к 1991 г. превышала 20 000 км (по некоторым сведениям — на 3—4 тыс. км больше, что может объяснять­ ся включением в отчетность построенных, но не введенных в эксплуа­ тацию трасс, а также тем, что некоторые из них относились к так называемым «закрытым» объектам).

Система нефтепроводов старше газопроводной системы. С этим связана их относительно большая аварийность (0,53 случая на 1 км в среднем).

Следует отметить отсутствие за рассматриваемый период новых технических решений перекачивающих станций, атакже недостаточ­ но энергичные темпы работ по ремонту и модернизации существую­ щего парка насосных агрегатов.

К концу 2004 г. общая протяженность нефтепроводов и продукто­ проводов РФ (не рассматриваются трубопроводы СНГ, начиная с 1999 г.) составила 80,25 тыс. км, увеличившись, таким образом, за данный период на 20,1 тыс. км.

В настоящее время эксплуатация системы нефтепроводов осуще­ ствляется силами АК «Транснефть», в состав которой входят следую­ щие компании, имеющие статус АО: «Урало-Сибирские МЫ», «Приволжскнефтепровод», «Транссибнефть», «Северо-Западные МН», «Верхне-Волжские МН», «МН Центральной Сибири», «Северные МН», «Черномортранснефть», МН «Дружба», «Сибнефтепровод». Общая численность работников компании составляет порядка 60 тыс. чел.

В дополнение к этому АК «Транснефть» располагает специальны­ ми управлениями по ремонту и подразделениями по ликвидации ава­ рий. Бывшие республиканские управления (Азербайджан, Украина, Белоруссия, Туркменистан и др.) вышли из Транснефти в 1992 г.

В настоящее время нефтепроводы становятся основным узким ме­ стом, сдерживающим развитие российских экспортных возможно­ стей и соответственно развитие нефтяного сектора экономики. В свя­ зи с этим именно строительство нефтепроводов становится основным вопросом в разработке и реализации международных нефтяных про­ ектов.

По ходу разработки новых месторождений, роста добычи и выхо­ да на новые рынки необходимость в новых экспортных маршрутах бу­ дет только увеличиваться. Российские нефтяные компании готовы нести существенные капитальные затраты на разработку новых мар­ шрутов (прокладку нефтепроводов, строительство терминалов и т. п.), Но Для более интенсивного трубопроводного строительства, естест­ венно, необходимо участие зарубежных инвесторов и партнеров.

vk.com/club15268505042 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

К числу наиболее привлекательных крупных проектов развития нефтяных транспортных трубопроводных систем можно отнести сле­ дующие:

• Балтийская трубопроводная система (БТС). По Балтийской тру­ бопроводной системе предполагается прокачивать основные объемы экспортной нефти с месторождений Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций. В составе первой очереди Балтийской трубопроводной системы протяжен­ ностью 457 км расширен и реконструирован нефтепровод Яро­ славль—Кириши, построены новый нефтепровод К ириш и — Приморск и терминал по наливу нефти в Финском заливе в рай­ оне г. Приморска. БТС предусматривает поэтапное развитие с доведением экспорта нефти до 30 млн т в год. В декабре 2001 г. введена в эксплуатацию I очередь БТС на объем 12 млн т экспор­ та нефти в год. Вопрос о расширении экспортных мощностей до 18 млн т в год либо об увеличении пропускной способности БТС сразу до 30 млн т в год будет решен Транснефтью в ближайшее время. Стоимость сооружения первой очереди БТС превысила 460 млн долл. США. Расширение мощности до 18 млн т по оцен­ кам Транснефти обойдется еще в 240 млн долл.;

• соединение нефтепроводов «Дружба» и «Адрия». И н теграц и я нефтепроводов позволит российским нефтяникам выйти прак­ тически на все мировые рынки через глубоководный порт Омишаль (Хорватия), способный принимать танкеры дедвейтом до 500 тыс. т. Предполагается поэтапная реализация проекта. На первом этапе объем транспортировки составит 5 млн т нефти в год. Наиболее активное участие в этом проекте принимает ком­ пания ЮКОС;

• строительство нефтепровода «Бургас—Александруполис», Реа­ лизация этого проекта даст возможность транспортировать нефть из России и стран СНГ на средиземноморский рынок, минуя пролив Босфор (пропускная способность маршрута из Черного моря в Средиземное жестко ограничена шириной про­ лива), из греческого порта Александруполис. В этом проекте за­ интересованы и Россия, и Казахстан, и Азербайджан, так как этот маршрут прежде всего нацелен на транспортировку каспий­ ской нефти. Пока проект находится на стадии разработки — предполагается, что на первом этапе объемы транспортировки нефти по этому маршруту могут составить 15—23 млн т в год (оценка компании Транснефть). Маршрут Бургас—Александру­ полис дополняет тем самым маршрут транспортировки каспий­

vk.com/club152685050Глава 1- Нефть и газ в истории| vkиразвитии.com/id446425943цивилизации 43

ской нефти КТК (Каспийского трубопроводного консорциума), предназначенный для перекачки нефти с Казахстанских место­ рождений до Новороссийска;

• строительство нефтепровода в Китай. В проекте долж ны п р и ­ нять участие Транснефть и Китайская национальная нефтяная компания (CNPC). Стоимость проекта оценивается в 1,7 млрд долл., протяженность нефтепровода должна составить более 2400 км; первый этап строительства предполагается завершить в 2007 г., при этом пропускная способность нефтепровода соста­ вит 20 млн т в год;

• строительство нефтепровода от Ангарска до российского даль­ невосточного порта Находка. Этот вариант является хорошей альтернативой строительству нефтепровода в Китай. Во-первых, это гораздо дешевле, а во-вторых, такой маршрут позволит экс­ портировать нефть не только в Китай, но и в другие страны Ази­ атско-тихоокеанского региона, где уровень цен на нефть выше (в Китае цены на энергоносители жестко регулируются государ­ ством) .

Таким образом, в настоящее время основным направлением раз­ вития российского нефтегазового комплекса является развитие тру­ бопроводной транспортной системы путем реализации крупных меж­ дународных проектов с привлечением иностранных инвесторов и партнеров.

1.2.5. Проблемы современного состояния нефтегазостроительного комплекса

Как уже было отмечено, основным фактором, обусловившим спад в нефтегазовом комплексе Российской Федерации, был общесистем­ ный политический и экономический кризис. Но сегодня, когда до­ стигнута определенная стабилизация, на первый план выходят внут­ риотраслевые организационно-управленческие, технологические и экономические проблемы, которые в нерешенном состоянии доста­ лись во многом в наследство еще с советских времен, а также нако­ пились за период кризиса. Эти проблемы в большой степени являют­ ся общими какдля нефтяной, таки для газовой промышленности, хотя следует отметить, что состояние дел в газовой отрасли более благопо­ лучное.

К проблемам нефтегазового комплекса Российской Федерации слеАует отнести следующие:

• сокращение объемов прироста промышленных запасов нефти, снижение качества и темпов их ввода. Крупные и высокодебит-

vk44.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть L Основы нефтегазового дела

ные месторождения эксплуатируемого фонда, составляющие основу ресурсной базы, в значительной степени выработаны. Резко ухудшились по своим кондициям и вновь приращиваемые запасы. За последнее время практически не открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения. Происходят увеличение количества бездействующих скважин, повсемест­ ный переход на механизированный способ добычи при резком сокращении фонтанизирующих скважин;

сокращение объемов разведочного и эксплуатационного буре­ ния. Начиная еще с 1989 г., финансирование геологических ра­ бот и разведочного бурения сокращалось, а в период перестрой­ ки практически было сведено к нулю;

технологическое устаревание фондов и технологический ре­ гресс. Остро не хватает высокопроизводительной техники и обо­

рудования для добычи и бурения. Основная часть технических средств имеет износ более 50%, только 14% машин и оборудова­ ния соответствует мировым стандартам, 70% парка буровых уста­ новок морально устарело и требует замены. Технологическое отставание снижает отдачу месторождений;

недостаточное внимание к вопросам социального развития и эко­ логии. Нехватка эффективного и экологичного оборудования с особой остротой создает в отрасли проблему загрязнения окру­ жающей среды. На решение этой проблемы отвлекаются значи­ тельные материальные и финансовые ресурсы, которые не уча­ ствуют непосредственно в увеличении добычи нефти;

необходимость вовлечения в промышленную эксплуатацию ме­ сторождений, расположенных в промышленно и социально необустроенных и труднодоступных районах;

недостаточность развития трубопроводной транспортной систе­ мы сдерживает развитие нефтегазового комплекса. Как уже было отмечено, общая протяженность нефтепроводов в Россий­

ской Федерации в 2004 г. составила 80 250 км. Для сравнения: в Соединенных Штатах Америки нефтепроводная система име­ ет общую протяженность около 350 000 км. Кроме этого, россий­ ская трубопроводная система характеризуется высокой степе­ нью износа и за последние десять лет очень мало ремонтирова­ лась. Во второй половине 1990-х гг. по несколько раз в году происходили аварии нефтепроводов, характеризующиеся эко­ логическими катастрофами местного масштаба. Основная мас­

са

газовых м аги стралей —

около 150 тыс. к м — построена

в

1970—1990-х гт. Примерно

30% газопроводов эксплуатируют-

vkГлава.com/club1526850501- Нефть и газ в истории| иvkразвитии.com/id446425943цивилизации___________________ £ 5

ся более 20 лет, около 15% из них имеют возраст около 30 лет (см. рис. 1.2.8; см. цветную вклейку). 40 тыс. км выработали свой рас­ четный ресурс (33 года). Большая часть нефтепроводов также по­ строена в 1960—1970-х гг. и к 2002 г. доля нефтепроводов с воз­ растом свыше 20 лет составила 73%, а свыше 30 лет — 41% (см. рис. 1.2.9; см. цветную вклейку).

1.2.6. Основы законодательно-нормативного обеспечения нефтегазового бизнеса

Деятельность в сфере нефтегазового строительства ранее базировалась на законодательно-нормативной базе, структура которой представлена на рис. 1.2.10.

Рис. 1.2.10. Ст рукт ура норм ат ивно-законодат ельного обеспечения

неф т егазового ст роит ельст ва

В настоящее время происходит принципиальное реформирование нормативно-законодательной базы нефтегазового бизнеса с позиций Усиления государственного регулирования.

Государственное регулирование нефтегазового бизнеса включает

всебя следующие основные направления (укрупненно):

*недропользование, т. е. установление правовых, экономических и организационных основ рационального использования и охраны

vk46.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

 

недр. К этому направлению относятся в первую очередь: закон

 

«О недрах» (следует отметить, что первый Закон «О недрах» был

 

принят еще в 1992 г. и претерпел за прошедшее время массу по­

 

правок, а в настоящее время подготовлен и проходит согласова­

 

ние новый федеральный закон «О недрах»); федеральный закон

 

«О соглашениях о разделе продукции» (принятв

1995 г.), в котором

 

устанавливаются правовые основы отношений, возникающих

 

в процессе

осущ ествления

российских

и

иностранны х

 

инвестиций в поиски, разведку и добычу минерального сырья на

 

территории РФ, а также на континентальном шельфе и (или)

 

в пределах исключительной экономической зоны РФ на условиях

 

соглашений о разделе продукции;

 

 

транспорт нефтегазовой продукции, основной закон о кото­

 

ром — федеральный закон «О магистральном трубопроводном

 

транспорте»

(первое чтение

которого в Думе

проходило еще

 

в 1999 г.) — до сих пор не принят и продолжается работа над за­

 

конопроектом. Закон должен урегулировать экономические от­

 

ношения, возникающие при проектировании, строительстве,

 

эксплуатации, реконструкции и развитии магистральных трубо­

 

проводов, создать условия для привлечения в трубопроводный

 

транспорт инвестиций отечественных и зарубежных компаний;

налогообложение деятельности компаний, действующих в сфе­

 

ре нефтегазового бизнеса на базе части 2 Налогового кодекса РФ.

Нормативное обеспечение нефтегазового строительства на феде­ ральном, административно-территориальном и производственно-от­ раслевом уровнях в настоящее время определяется в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании» (№ 184-ФЗ от 27 декабря 2002 г., вступил в силу с 1 июля 2003 г.), который заме­ няет ранее действовавшие законы «О стандартизации» и «О серти­ фикации продукции и услуг».

Новая система технического регулирования дает три вида докумен­ тов, которые должны прекратить действие прежней системы техни­ ческого нормирования.

Первый — технический регламент, который утверждается на уров­ не федерального закона, в частности, это градостроительный кодекс, Земельный кодекс, Водный кодекс, которые работают на строительство.

Второй — национальные стандарты. В отличие, например, от ГОС­ Та, который рассматривался как нормативный документ наивысше­ го уровня, обязательный для исполнения, по требованиям нового фе­ дерального закона все стандарты становятся рекомендательными. К таким документам относятся также СНиП и пр.

Глава 1- Нефть и газ в истории и развитии цивилизации

47

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

Третий уровень технического регулирования — это стандарты пред­ приятий, которые являются наиболее привычными видами норматив­ ных документов.

Далее по тексту глав будут упоминаться реально используемые на практике нормативные документы — ГОСТы, СНиПы и пр., по суще­ ствующему законодательству являющиеся рекомендательными.

РЕЗЮМЕ

К началу третьего тысячелетия нефть и природный газ остаются «кровью» мировой экономики и основой энергетики подавляющего большинства стран мира.

Основными направлениями технологического прогресса в сфере ТЭК являются:

технологии, позволяющие разрабатывать новые виды углеводо­ родных ресурсов: битумы, сланцы, газовые гидраты, угольный метан;

открытие новых месторождений, освоение которых ранее было невозможным;

применение новых технологий поиска, разведки и эксплуатации

залежей.

Приведенные в главе данные позволяют оценить суммарный по­ тенциал земных недр на перспективу.

Для России ТЭК играет еще более значимую роль, нежели для дру­ гих стран мира, особенно на современном этапе развития. Он опре­ деляющим образом влияет на состояние и перспективы развития на­ циональной экономики, обеспечивая около 1/4 производства ВВП, 1/3 объема промышленного производства и доходов консолидирован­ ного бюджета России, примерно половину доходов федерального бюд­ жета, экспорта и валютных поступлений.

На долю России приходится 4,6% всех мировых доказанных запа­ сов нефти и 30,7% объема мировых запасов газа. Оценки специали­ стов свидетельствуют о том, что для сохранения добычи на современ­ ном уровне необходимо освоить новые месторождения мощностью *0—70% от нынешнего объема запасов.

Трубопроводная транспортная система занимает исключительно важ­ ное место во всей инфраструктуре как нефтяной, так и газовой промыш­ ленности. Основными проблемами здесь являются технологическое устаревание фондов, технологический регресс, а также необходимость вовлечения в промышленную эксплуатацию месторождений, располо­ женных в социально необустроенных и труднодоступных районах.

vk48.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Назовите основные особенности энергопотребления на рубеже XX—ХХЗ вв.

2.Почему нефть измеряют в тоннах, а газ в кубометрах?

3.Назовите примерную структуру энергопотребления в настоящее время.

4.Что входит в состав углеводородных ресурсов помимо нефти и газа?

5.Назовите классические и новые методы добычи углеводородно­ го сырья.

6.Назовите и охарактеризуйте основные альтернативные источ­ ники энергии.

7.Охарактеризуйте значение и место нефтегазового комплекса России в мировом масштабе и в экономике страны.

8.Перечислите наиболее крупные перспективные проекты нефте- и газопроводов.

9.Назовите основные особенности газодобывающей и нефтедобы­ вающей отраслей.

10.Обоснуйте тезис: «нефть и газ являются стратегическими ре­ сурсами страны».

ЛИТЕРАТУРА

1. Глухова М .В ., К удинов Ю .С . Топливно-энергетический комплекс Российской Федерации и экологическая безопасность. — М, 2003.

2. Е р ги н Л . Всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть. — М, 2003.

3. КОЛОСОВ В.А., М и р о н ен ко Н .С . Геополитика и политическая гео­ графия. — М, 2001.

4. Конопляник А. Реформы в нефтяной отрасли России (налоги, СРП, концессии) и их последствия для инвесторов. — М, 2003.

5.Концепция РСПП по реформированию газовой отрасли и раз­ витию рынка газа. — М., 2002.

6.М азур И .И . идр. Нефтьигаз. Мировая история. — М.: ЭЛИМА, 2004.

7.Нефтегазовый сектор России в трех измерениях / Отв. ред. ВА Крюков, А.Е. Севостьянова. — Новосибирск, 2000.

8.Об итогах социально-экономического развития Российской Фе­ дерации за 2000—2002 годы: Материалы доклада Министерства эко­ номического развития и торговли РФ. — М., 2003.

9.Проект государственной Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспорта-

vkГлав1.com/club152685050I- Нефть и газ в истории|иvkразвитии.com/id446425943иивилизаиии 49

ровки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона. — М.: Газпром, 2003.

10. Щ елкачев В. Отечественная и мировая нефтедобыча: история развития, современное состояние и прогнозы. — М., 2003.

11.Экономика и энергетика регионов Российской Федерации. —

М, 2001.

12.Энергетическая политика России на рубеже веков / Ред. совет

В.В.Бушуев, АА. Макаров, А.М. Мастепапов и др. — М., 2001.

13.Энергетическая стратегия России на периоддо 2020 года — М., 2003.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВА! РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ

ИГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1.Основы нефтегазопромысловой геологии

2.1.1.Состав и формы залегания горных пород. Состав нефти и газа. Образование месторождении нефти и газа

2.1.2.Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений

2.2.Бурение нефтяных и газовых скважин

2.2.[.Понятие о скважине

2.2.2.Классификация способов бурения

2.2.3.Буровые установки, оборудование и инструмент

2.2.4.Цикл строительства скважины

2.3.Добыча нефти и газа

2.3.1.Этапы и режимы добычи нефти и газа

2.3.2.Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

2.3.3.Системы сбора нефти на промыслах

2.3.4.Промысловая подготовка нефти

2.3.5.Установка комплексной подготовки нефти

2.3.6.Системы промыслового сбора природного газа

2.3.7.Промысловая подготовка газа

2.3.8.Стадии разработки залежей

2.3.9Проектирование разработки месторождений

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

2.1.ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ

2.1.1.Состав и формы залегания горных пород. Состав нефти и газа. Образование месторождений нефти и газа

Земная кора сложена из горных пород, которые по происхожде­ нию делятся натри группы: магматические (или изверженные), оса­

дочные и метаморфические (или видоизмененные).

Магматические породы образовались в результате застывания магмы и имеют в основном кристаллическое строение. Животных и растительных остатков в них не содержится. Типичные представите­ ли магматических пород — базальты и граниты.

Осадочные породы образовались в результате осаждения органиче­ ских и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхно­ сти материков. В свою очередь они делятся на обломочные породы, атакже породы химического, органического и смешанного происхождения.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка |нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 51

Основные известные месторождения нефти и газа сосредоточены именно в осадочных породах. Характерный признак осадочных гор­ ных пород — их слоист ост ь. Данные породы сложены в основном из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга со­ ставом, структурой, твердостью и окраской. Поверхность, ограничи­ вающая пласт снизу, называется подош вой, а сверху — кровлей.

Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок (рис. 2.1.1), образовавшихся в ходе колебательных, тектонических и горообразовательных процессов. Изгиб пласта, на­ правленный выпуклостью вверх, называется ант иклиналью , а выпук­ лостью вниз — синклиналью . Соседние антиклиналь и синклиналь в совокупности образуют полную складку.

В России почти 90% найденных нефти и газа находятся в антиклина­

лях, за рубежом — около

70%. Размеры антиклиналей составляют

в среднем: длина 5... 10 км,

ширина 2...3 км, высота 50...70 м. Однако

известны и гигантские антиклинали. Так, самое крупное в мире неф ­ тяное месторождение Гавар (Саудовская Аравия) имеет размеры в плане 225x25 км и высоту 370 м, а газовое месторождение Уренгой (Россия): 120x30 км при высоте 200 м.

По проницаемост и горные породы делятся на проницаемые (кол­ лекторы) и непроницаемые (покрышки). Коллект оры — это любые горные породы, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя при перепаде давления.

vk52.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают поровые кол­ лекторы. Неплохими способностями вмещать в себя и отдавать жид­ кости и газы, а также пропускать их через себя могут обладать и дру­ гие типы коллекторов. Так, на некоторых месторождениях Саудов­ ской Аравии взаимосвязанные системы трещин создают каналы длиной до 30 км. К трещиноватым коллекторам за рубежом приурочено более 50% открытых запасов нефти, а в России — 12%.

П окры ш ки — это практически непроницаемые горные породы. Обычно ими бывают породы химического или смешанного происхож­ дения, не нарушенные трещинами. Чаще всего роль покрышек вы­ полняют глины: смачиваясь водой, они разбухают и закрывают все поры и трещины в породе. Кроме того, покрышками могут быть ка­ менная соль и известняки.

Состав нефти и газа. Н ефть и газ — это жидкие и газообразные горные породы. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит) они образуют семейство кауст обиолит ов, т. е. горючих органических пород.

Говоря о составе нефти, различают элементный, фракционный и групповой составы.

Основными ее элем ен т ам и являются углерод (83...87%) и водород

(11... 14%). Наиболее часто встречающаяся примесь — сера (цо 7%), хотя во многой нефти серы практически нет. Сера содержится в неф ­ ти в чистом виде (самородная), в виде сероводорода или меркаптанов. Она усиливает коррозию металлов. Азота в нефти не больше 1,7%; он совершенно безвреден в силу своей инертности. Кислород встреча­ ется в нефти не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры и т. д.); его в нефти не более 3,6%. Из металлов в неф ­ ти присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, ко­ бальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и др. Содержание ме­ таллов столь мало, что они обнаруживаются лишь в золе, остающейся после сжигания нефти.

Ф ракционный сост ав нефти определяется при разделении соеди­ нений по температуре кипения. Фракцией (дистиллятом) называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. На­ чалом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров. Концомкипения ф ракции считаюттемпературу, при которой испарение фракции прекращается. Так, бен­ зины выкипают в пределах 35...205 °С, керосины — 150...315 °С, ди­ зельные топлива — 180...350 °С, масла — 350 °С и выше.

Под групповы м сост авом нефти понимают количественное соот­ ношение в ней отдельных групп углеводородов и соединений.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка |нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 53

Углеводороды представляют собой химические соединения углеро­ да и водорода. Они бывают парафиновые, нафтеновые и ароматиче­ ские. Кроме углеводородов, в нефти содержатся кислородные, серни­ стые и азотистые соединения.

К числу основных кислородных соединений, содержащихся в н еф ­ ти, относятся нафтеновые кислоты и асфальто-смолистые вещества. Нафтеновые кислоты вызывают коррозию металлов. Асфальто-смо­ листые вещества — это сложные высокомолекулярные соединения, содержащие, кроме углерода и водорода, кислород (цо 2%), серу (до 7%) и азот (цо 1%). При обычных температурах они представляют собой малотекучее или твердое вещество с плотностью, превышающей плот­ ность воды. Часть асфальто-смолистых веществ, растворимая в бензи­ не, называется смолой, а нерастворимая — асфальтом. Содержание сернистых соединений в отдельной нефти доходит до 6%. Однако встречается и малосернистая нефть.

Азотистые соединения представлены, в частности, порфиринами. Природные газы делятся на три группы:

газы, добываемые из чисто газовых месторождений;

газы, добываемые из газоконденсатных месторождений;

газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторожде­

ний.

Все газы представляют собой смеси парафиновых углеводородов с азотом, сероводородом, углекислым газом и другими компонента­ ми, но в разных пропорциях. Газы чисто газовых месторождений наи­ более легкие, они на 90% и более состоят из метана. Газы нефтяных месторождений (их также называют попутным нефтяным газом) наи­ более тяжелые, содержание метана в них от 30 до 70%. Газы газокон­ денсатных месторождений несколько более тяжелы, чем газы чисто газовых месторождений, но легче, чем нефтяной газ; метана в них от 80 до 90%.

Природный газ бесцветен, а при отсутствии в нем сероводорода не имеет запаха.

Образование месторождений нефти и газа. Для ф орм и рован и я крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда усло­ вий: наличие проницаемых горных пород (коллекторов), непроницае­ мых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а также пласта особой формы, попав в кото­ рый, нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке).

Скопление нефти и газа, сосредоточенное в ловушке в количестве, Достаточном для промышленной разработки, называется залежью. Наиболее часто залежи углеводородов встречаются в ловушках анти­

vk.54com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

клинального типа, представляющих собой подземную куполообразную структуру. В общем случае в верхней части продуктивного пласта располагается свободный газ (газовая шапка), внизу — вода, а между ними нефть.

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называ­ ется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом.

Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называ­ ется соответственно внешним контуромнефтеносности или газонос­ ности, а с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности или газоносности. Кратчайшее расстояние между кровлей и подош­ вой нефтегазоносного пласта называют его толщиной.

Под месторовдением нефти и газа понимается совокупность зале­ жей, приуроченных к общему участку земной поверхности. Месторож­ дение называют газовым, если оно содержит только газовые залежи, состоящие более чем на 90% из метана. К газоконденсатным относят такие газовые месторождения, из газа которых при снижении давле­ ния до атмосферного выделяется жидкая фаза — конденсат. Если ме­ сторождение состоит из нефтяных или газонефтяных залежей, то оно соответственно называется нефтяным или газонефтяным.

2.1.2. Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений

Целью поисково-разведочных работ являются выявление, оценка запасов и подготовка к разработке промышленных залежей нефти и газа.

В ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические, гидрогеохимические методы, а также бурение сква­ жин и их исследование.

Геологические методы. Проведение геологической съемки пред­ шествует всем остальным видам поисковых работ. Для этого геологи выезжают в исследуемый район и осуществляют так называемые по­ левые работы. В ходе них они изучают пласты горных пород, выхо­ дящие на дневную поверхность, их состав и углы наклона. Для ана­ лиза коренных пород, укрытых современными наносами, роются шурфы глубиной до 3 м. А чтобы получить представление о более глубоко залегающих породах, бурят картировочные скважины глу­ биной до 600 м.

По возвращении домой выполняются камеральные работы, т. е. об­ работка материалов, собранных в ходе предыдущего этапа. Итогом ка­ меральных работ являются геологическая карта и геологические раз­ резы местности.

vkШ.com/club152685050ва 2. Р а зв е д к а и Р а зр а б о т ке|Лvkеф т.com/id446425943я н ы х Ага зо в ы х м ест о р о ж д ен и й 5 5

Геологическая карта - это проекция выходов горных пород на дневную поверхность. Антиклиналь на геологической карте имеет вид овального пятна, в центре которого располагаются более древние по­ роды, а на периферии — более молодые.

Однако как бы тщательно ни производилась геологическая съем­ ка, она дает возможность судить о строении лишь верхней части гор­ ных пород. Чтобы «прощупать» глубокие недра, используют геофи­ зические методы.

Геофизические методы. К ним относятся сейсморазведка, электро­ разведка, гравиразведка и магниторазведка.

Сейсмическая р а звед к а основана на использовании закономерно­ стей распространения в земной коре искусственно создаваемых упру­ гих волн. Волны создаются одним из следующих способов: 1) взры­ вом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м; 2) вибрато­ рами; 3) преобразователями взрывной энергии в механическую. Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотно­ стью упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверх­ ности земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Отраженные сейсми­ ческие волны улавливаются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной повеохности, специа-

^ СнГю Ю нГ ^ глу«и^ЗАСГаН ия порОД( отразивших волны ги угол

Элект рическая р а звед к а заключается в различной электропровод­ ности горных пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенстс?иТ и водой, хорошо проводят электриче­ ский ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью.

В

ектр°развед ки с поверхности земли сквозь грунт пропус-

каетгТГ

с™

помощью специальной аппаратуры ис-

вьшХдТ5111 с к ус с т в е н н 0 изданное электрическое поле. На основании

_____ „ т ' - Н

т

3 а М 6 Р О В о П р е А е л я ю т „

. . . . л

^ „ „

ных п Г-*4

Т

электрическое сопротивление гор-

знакомг^А- ВыСОКО/чЭЛектР ос°п р о т и вл е н и е является косвенным при- -эиаком наличия нефти или газа.

ногти

б З З И р у е т с я н а зависимости силы тяжести на поверх-

лн от 1 л ° т и ° с т" г°рных пород. Породы, насыщенные неф ­

ть» или г а д -

м е н ь ш у ю ПЛОТ„ОсГЬ) ^

ж е породЫ ) с о д е р _

ащиево?

_.д.чеИ"Гр1 вир. 1.«Акн ш ляется

определение мест с ано­

мально низкой силой тяжести.

vk56.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

М а гн и т о р а звед к а основана на различной магнитной проницаемо­ сти горных пород. Наша планета — это огромный магнит, вокруг ко­ торого расположено магнитное поле. В зависимости от состава гор­ ных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается в раз­ личной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории. Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200...300 м.

Геологическими и геофизическими методами главным образом вы­ являют строение толщи осадочных пород и возможные ловушки для нефти и газа. Однако наличие ловушки еще не означает присутствия нефтяной или газовой залежи. Выявить из общего числа обнаружен­ ных структур те, которые наиболее перспективны на нефть и газ, без бурения скважин помогают гидрогеохимические методы исследова­ ния недр.

Гидрогеохимические методы. К ним относят газовую, люминес- центно-битумонологическую, радиоактивную съемки и гидрохими­ ческий метод.

Г азовая съем ка заключается в определении присутствия углеводо­ родных газов в пробах горных пород и грунтовых вод, отобранных с глубины от 2 до 50 м. Вокруг любой нефтяной и газовой залежи об­ разуется ореол рассеяния углеводородных газов за счет их фильтра­ ции и диффузии по порам и трещинам пород. С помощью газоанали­ заторов, имеющих чувствительность 105 ...10~6%, фиксируется повы­ шенное содержание углеводородных газов в пробах, отобранных непосредственно над залежью. Недостаток метода заключается в том, что аномалия может быть смещена относительно залежи (например за счет наклонного залегания покрывающих пластов) или связана с не­ промышленными залежами.

Применение лю м инесцент но-бит ум инологической съемки основа­ но на том, что над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе, с одной стороны, и на явлении свечения битумов в ультра­ фиолетовом свете, с другой. По характеру свечения отобранной про­ бы породы делают вывод о наличии нефти в предполагаемой залежи.

Известно, что в любом месте нашей планеты имеется так назы­ ваемый радиационный фон, обусловленный наличием в ее недрах радиоактивных трансурановых элементов, а также воздействием космического излучения. Специалистам удалось установить, что над нефтяными и газовыми залежами радиационный фон понижен. Р адиоакт ивная съемка выполняется с целью обнаружения указанных аномалий радиационного фона. Недостатком метода является то, что

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка| нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 57

радиоактивные аномалии в приповерхностных слоях могут быть обу­ словлены рядом других естественных причин. Поэтому данный метод пока применяется ограниченно.

Гидрохимический м ет од основан на изучении химического состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а также орга­ нических веществ, в частности аренов. По мере приближения к залежи концентрация этих компонентов в водах возрастает, что позволяет сделать вывод о наличии в ловушках нефти или газа.

Бурение и исследование скважин. Этот метод применяю т с целью оконтуривания залежей, а также определения глубины залегания и мощности нефтегазоносных пластов.

Еще в процессе бурения отбирают керн — цилиндрические образ­ цы пород, залегающих на различной глубине. Анализ керна позволя­ ет определить его нефтегазоносность. Однако по всей длине скважи­ ны керн отбирается лишь в исключительных случаях. Поэтому после завершения бурения обязательной процедурой является исследова­ ние скважины геофизическими методами.

Наиболее распространенный способ исследования скважин — эл ек ­ т рокарот аж . В этом случае в скважину после извлечения бурильных труб опускается на тросе прибор, позволяющий определять электриче­ ские свойства пород, пройденных скважиной. Результаты измерений представляются в виде электрокаротажных диаграмм. Расшифровывая их, определяют глубины залегания проницаемых пластов с высоким электросопротивлением, что свидетельствует о наличии в них нефти.

Практика электрокаротажа показала, что он надежно фиксирует нефтеносные пласты в песчано-глинистых породах, однако в карбо­ натных отложениях возможности электрокаротажа ограничены. По­ этому применяют и другие методы исследования скважин: измере­ ние температуры по разрезу скважины (термометрический метод), из­ мерение скорости звука в породах (акустический метод), измерение естественной радиоактивности пород (радиометрический метод) и др.

2.1.3. Этапы поисково-разведочных работ

Поисково-разведочные работы выполняются в два этапа: поиско­ вый и разведочный.

Поисковый этап включает в себя три стадии:

региональные геологогеофизические работы;

подготовка площадей к глубокому поисковому бурению;

поиски месторождений.

На первой стадии геологическими и геофизическими методами вы­ являются возможные нефтегазоносные зоны, дается оценка их запа­

vk58.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

сов и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поис­ ковых работ. На второй стадии производится более детальное изучение нефтегазоносных зон геологическими и геофизическими методами. Преимущество при этом отдается сейсморазведке, которая позволяет изучать строение недр на большой глубине. На третьей стадии поисков производится бурение поисковых скваж ин с целью открытия месторождений. Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород бурят, как правило, на максимальную глубину. После этого поочередно разведуют каждый из «этажей» месторождений, начиная с верхнего. В результате данных работ делается предвари­ тельная оценка запасов вновь открытых месторождений и даются рекомендации по их дальнейшей разведке.

Разведочный этап осуществляется в одну стадию. Основная цель этого этапа — подготовка месторождений к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены состав, мощ­ ность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктив­ ных горизонтов. По завершении разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации по вводу месторож­ дений в разработку.

В настоящее время в рамках поискового этапа широко применя­ ются съемки из космоса. Еще первые авиаторы заметили, что с высо­ ты птичьего полета мелкие детали рельефа не видны, зато крупные образования, казавшиеся на земле разрозненными, оказываются эле­ ментами чего-то единого. Одними из первых этим эффектом восполь­ зовались археологи. Оказалось, что в пустынях развалины древних городов влияют на форму песчаных гряд над ними, а в средней поло­ се над развалинами иной цвет растительности.

Взяли на вооружение аэрофотосъемку и геологи. Применительно к поиску месторождений полезных ископаемых ее стали называть а эр о - геологической съемкой. Новый метод поиска прекрасно зарекомендо­ вал себя (особенно в пустынных и степных районах Средней Азии, Западного Казахстана и Предкавказья). Однако оказалось, что аэро­ фотоснимок, охватывающий площадь до 500...700 км2, не позволяет выявить особенно крупные геологические объекты.

Поэтому в поисковых целях стали использовать съёмки из космо­ са. Преимуществом космоснимков является то, что на них запечатле­ ны участки земной поверхности, в десятки и даже сотни раз превы­ шающие площади на аэрофотоснимке. При этом устраняется маски­ рующее влияние почвенного и растительного покрова, скрадываются детали рельефа, а отдельные фрагменты структур земной коры объ­ единяются в нечто целостное.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка |нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 59

Аэрогеологические исследования предусматривают визуальные на­ блюдения, а также различные виды съемок — фотографическую, теле­ визионную, спектрометрическую, инфракрасную, радарную. П р и ви ­ зуальны х наблю дениях космонавты имеют возможность судить о строении шельфов, а также выбирать объекты для дальнейшего изу­ чения из космоса. С помощью ф от ограф ической и т елевизионной съемок можно увидеть очень крупные геологические элементы Зем­ ли — мегаструктуры или морфоструктуры.

В ходе спект ром ет рической съемки исследуют спектр естествен­ ного электромагнитного излучения природных объектов в различном диапазоне частот. И нф ракрасная съемка позволяет установить регио­ нальные и глобальные тепловые аномалии Земли, а радарн ая съемка обеспечивает возможность изучения ее поверхности независимо от наличия облачного покрова.

Космические исследования не открывают месторождений полез­ ных ископаемых. С их помощью находят геологические структуры, где возможно размещение месторождений нефти и газа. В последую­ щем геологические экспедиции проводят в этих местах полевые ис­ следования и дают окончательное заключение о наличии или отсут­ ствии этих полезных ископаемых.

Вместе с тем, несмотря на то, что современный геолог-поисковик достаточно хорошо «вооружен», повышение эффективности поиско­ вых работ на нефть и газ остается актуальной проблемой. Об этом го­ ворит значительное количество «сухих» (не приведших к находке про­ мышленных залежей углеводородов) скважин.

Так, первое в Саудовской Аравии крупное месторождение Даммам было открыто после неудачного бурения 8 поисковых скважин, зало­ женных на одной и той же структуре, а уникальное месторождение Хасси-Месауд (Алжир) — после 20 «сухих» скважин. Первые круп­ ные залежи нефти в Северном море были обнаружены после буре­ ния крупнейшими мировыми компаниями 200 скважин (либо «сухих», либо только с газопроявлениями). Крупнейшее в Северной Америке нефтяное месторождение Прадхо-Бей размерами 70 на 16 км с извле­ каемыми запасами нефти порядка 2 млрд т было обнаружено после бурения на северном склоне Аляски 46 поисковых скважин.

Есть подобные примеры и в отечественной практике. До откры­ тия гигантского Астраханского газоконденсатного месторождения было пробурено 16 непродуктивных поисковых скважин. Еще 14 «су­ хих» скважин пришлось пробурить, прежде чем нашли второе в Аст­ раханской области по запасам Еленовское газоконденсатное место­ рождение.

vk.com/club15268505060 | vk.com/id446425943Часть L Основы нефтегазового дела

В среднем по всему миру коэффициент успешности поисков нефтя­ ных и газовых месторождений (т. е. доля успешных продуктивных скважин) составляет около 0,3. Таким образом, только каждый третий разбуренный объект оказывается месторождением. Но это только в среднем. Нередки и меньшие значения коэффициента успешности.

Геологи в этом не виноваты. Они имеют дело с природой, в кото­ рой не все связи объектов и явлений достаточно изучены. Кроме того, применяемая при поисках месторождений аппаратура еще далека от совершенства, а ее показания не всегда могут быть интерпретирова­ ны однозначно.

2.2. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

2.2.1. Понятие о скважине Бурение — это процесс сооружения скважины путем разрушения

горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого се­ чения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во мно­ го раз превышает диаметр.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно — забоем, боко­ вая поверхность — стенкой, а пространство, ограниченное стенкой, —

стволом скважины. Длина скважины — это расстояние от устья до за­ боя по оси ствола, а глубина — проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Элементами конструкции скважин являются направление, кондук­ тор, промежуточная и эксплуатационная колонны. Начальный участок скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф — колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диа­ метра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором.

Нижерасположенные участки скважины — цилиндрические. Сра­ зу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диамет­ ром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кон­

дуктором.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые поро­ ды, осложняющие процесс бурения.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка| нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 61

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважи­ ну до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих го­ ризонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пла­ стов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну, на­ зываемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработ­ ки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то ко­ личество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок скважины закрепляют эксплуатационной ко­ лонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты простран­ ство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные ме­ тоды вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве слу­ чаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в про­ дуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий

встенке обсадных труб и цементной оболочке.

Вустойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбурива­ ние и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины.

Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арма­ турой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых место­ рождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и Другие скважины.

Опорныескважины закладываются в районах, не исследованных бу­ рением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород.

Параметрические скважины закладываются в относительно изу­ ченных районах с целью уточнения их геологического строения и пер­ спектив нефтегазоносное™ .

Структурные скважины бурятся для вы явления перспективны х площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышлен­ ных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промЫшленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения

vk62.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запа­ сов нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.

Нагнетательные скважины используют при воздействии на экс­ плуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т. д.).

Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонеф­ тяного контактов и т. д.).

Кроме того, при поиске, разведке и разработке нефтяных и газо­ вых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, спе­ циальные и другие скважины.

2.2.2. Классификация способов бурения

Классификация способов бурения на нефть и газ приведена на рис.

2.2. 1.

По сп о со б у во зд ей ст ви я на го р н ы е п ороды различают механиче­ ское и немеханическое бурение. При механическом бурении буро­ вой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, раз­ рушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непо­ средственного контакта с породой источника воздействия на нее.

Немеханические способы (гидравлический, термический, электро­ физический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы подразделяются на ударное и вращатель­ ное бурение.

При ударном бурении разрушение горных пород производится до­ лотом, подвешенным на канате. Буровой инструмент включает в себя также ударную штангу и канатный замок. Он подвешивается на ка­ нате, который перекинут через блок, установленный на какой-либо мачте. Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок.

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки забоя отразрушенной породы буровой инструмент перио­ дически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных час­ тиц породы клапан открывается, и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка|нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 63

Рис. 2.2.1. Классификация способов бурения скваж ин на нефть и газ

По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буро­ вой инструмент, и бурение продолжается.

Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсад­ ную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин удар­ ное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом врашдтельного бурения. Приданном способе породыдробятся не ударами, аразрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагРузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от

vk.64com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение), или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур — это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Элек­ тробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проник­ новения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверх­ ности. Винтовой двигатель — это разновидность забойной гидравли­ ческой машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного дви­ жения использован винтовой механизм.

Н о х а р а к т ер у р а зруш ен и я горны х п ород н а за б о е различают сплош­ ное и колонковое бурение. При сплошном бурении разруш ение по­ род производится по всей площади забоя. Колонковое бурение пре­ дусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлече­ ния керна. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего по­ роду флюида.

Все буровые долота классифицируются на три типа:

1) долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота);

2)долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие по­ роду зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота);

3)долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу ал­

мазными зернами или твердосплавными штырями, которые рас­ положены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

2.2.3. Буровые установки, оборудование и инструмент

Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок, оборудования и инструмента.

Буровая установка — это комплекс наземного оборудования, не­ обходимый для выполнения операций по проводке скважины. В со­ став буровой установки входят (рис. 2.2.2):

буровая вышка;

оборудование для механизации спуско-подъемных операций;

наземное оборудование, непосредственно используемое при бу­ рении;

силовой привод;

циркуляционная система бурового раствора;

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка|нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 65

Рис. 2.2,2. Бурение скважины

vk.66com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

• привышечные сооружения.

Буровая вышка — это сооруж ение над скваж иной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух­ трех бурильных труб между собой длиной 25...36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.

Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Башенная выш­ ка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пи­ рамиду решетчатой конструкции. Вышки мачтового типа бывают од­ ноопорные и двухопорные (А-образные). А-образные вышки более трудоемки в изготовлении и поэтому более дороги. Они менее устой­ чивы, но их проще перевозить с места на место и затем монтировать.

Основными параметрами вышки являются грузоподъемность, вы­ сота, емкость «магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб), раз­ меры верхнего и нижнего оснований, длина свечи, масса.

Грузоподъемность вышки — это предельно допустимая вертикаль­ ная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в про­ цессе всего цикла проводки скважины.

Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спус­ коподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при сме­ не бурового инструмента. Сокращается и время последующей сбор­ ки колонны. Поэтому с ростом глубины бурения высота и грузоподъ­ емность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300.. .500 м используется выш ка высотой 16... 18 м, глубину 2000.. .3000 м — высотой — 42 м и на глубину 4000...6500 м — 53 м.

Емкость «магазинов» показывает, какая суммарная длина буриль­ ных труб диаметром 114... 168 мм может быть размещена в них. Прак­ тически вместимость «магазинов» говорит о том, на какую глубину может быть осуществлено бурение с помощью конкретной вышки.

Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы буровой бригады с учетом размещения бурового оборудова­ ния, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъем­ ных операций. Размер верхнего основания вышек составляет 2x2 м или 2,6x2,6 м, нижнего — 8x8 м или 10x10 м.

Общая масса буровых вышек равна нескольким десяткам тонн.

Оборудование для механизации спуско-подъемных операций

включает в себя талевую систему и лебедку. Талевая сист ем а состо­ ит из неподвижного кронблока, установленного в верхней части бу­

Буровая лебедка

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка| нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 67

ровой вышки, талевого блока, соединенного с кронблоком талевым ка­ натом, один конец которого крепится к барабану лебедки, адругой за­ креплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке пред­ назначен в основном для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

Иногда применяют крюкоблоки — совмещенную конструкцию та­ левого блока и бурового крюка.

На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении — с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях — с помо­ щью штропов и элеватора.

предназначена для выполнения следующих опе­

раций:

1)спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

2)удержания на весу бурильного инструмента;

3)подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вы­ шек в процессе монтажа установок и т. п.

Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствую­ щей грузоподъемности.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию зам­ ковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобож­ дения бурильных труб.

Наземное оборудование, непосредственно используемое при бу­ рении, включает в себя вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор. Вертлюг — это механизм, соединяющий невращающиеся та­ левую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными труба­ ми, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под Давлением (рис. 2.2.3).

Корпус (2) вертлюга подвешивается на буровом крюке (или крюкоблоке) с помощью штропа (4). В центре корпуса проходит напор­ ная труба (5), переходящая в ствол (7), соединенный с бурильными трубами. Именно к напорной трубе присоединяется напорный рукав Для подачи промывочной жидкости в скважину. Напорная труба и стволжестко не связаны, а последний установлен в корпусе (2) на под­ шипниках (1), чем обеспечивается неподвижное положение штропа, корпуса и напорной трубы при вращении бурильных труб вместе со стволом. Для герметизации имеющихся зазоров между неподвижной иподвижной частями вертлюга предназначены сальники (3).

vk.zZcom/club152685050___________________________| vk.com/id446425943Часть / . Основы нефтегазового дела

Б уровы е насосы служат для нагнетания бурового раствора в сква­ жину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют порш­ невые двухцилиндровые насосы двойного действия. Н апорны й р ук а в (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Рис. 2.2.3. Вертлюг: 1 — подшипники; 2 — корпус; 3 — сальники; 4 — штроп; 5 — напорная т руба; 6 — крыш ка корпуса; 7 ствол

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка| нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 69

Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, п о д д еР живаетнавесУ колонну бурильных или обсадных труб и вос­ принимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый за­ бойным двигателем. Ротор состоит из станины, во внутренней полости которой установлен на подшипнике стол с укрепленным зубчатым венцом, вала с цепным колесом с одной стороны и конической шестерней с другой, кожуха с наружной рифленой поверхностью, вкладышей и зажимов для ведущей трубы. Во время работы враща­ тельное движение от лебедки с помощью цепной передачи сообщает­ ся валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.

Силовойприводобеспечиваетфункционированиевсейбуровойустановки — он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор.

Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель-электрическим и дизель-гидравлическим. Д и зельн ы й п ри вод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходи­ мой мощности. Элект рический привод от электродвигателей перемен­ ного и постоянного тока отличается простотой в монтаже и эксплуа­ тации, высокой надежностью и экономичностью, но применим толь­ ко в электрифицированных районах. Д и зель-элект рический привод из дизеля, который вращает генератор, питающий, в свою очередь, элек­ тродвигатель. Д и зел ь -ги д р а вл и ч еск и й п ри вод состоит из двигателя внутреннего сгорания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не содержат громоздких ко­ робок перемены передач и сложных соединительных частей, имеют удобное управление, позволяют плавно изменять режим работы ле­ бедки или ротора в широком диапазоне.

Суммарная мощность силового привода буровых установок состав­ ляет от 1000до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяется на при­ вод буровых насосов и ротора. При проведении спускоподъемных опе­ раций основная энергия потребляется лебедкой, а остальная часть — компрессорами, вырабатывающими сжатый воздух, используемый в ка­ честве источника энергии для автоматического бурового ключа, подвес­ ного бурового ключа, пневматического клинового захвата и др.

Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину. Она включает в себя систему отвода использованного раствора от устья скважины, механические средства отделения частичек породы (вибросито, гидРоциклоны), емкости для химической обработки, накопления и отстоя очищенного раствора, шламовый насос, блок приготовления свежего

vk.70com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть L Основы нефтегазового дела

раствора и буровые насосы для закачки бурового раствора по нагнета­ тельному трубопроводу в скважину.

Кпривышечным сооружениям относятся:

1)помещение для размещения двигателей и передаточных меха­ низмов лебедки;

2)насосное помещение для размещения буровых насосов и их дви­ гателей;

3)приемные мостки, предназначенные для транспортировки бу­ рового технологического оборудования, инструмента, материа­ лов и запасных частей;

4)запасные резервуары для хранения бурового раствора;

5)трансформаторная площадка для установки трансформатора;

6)площадка для размещения механизмов по приготовлению буро­ вого раствора и хранения сухих материалов для него;

7)стеллажи для размещения труб.

Вкачестве забойных двигателей при бурении используюттурбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредст­ венно над долотом.

Турбобур — это многоступенчатая турбина (число ступеней до 350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного

скорпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. По­ ток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента, сно­ ва натекает на лопатки статора и т. д. Хотя каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, благодаря их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается до­ статочной, чтобы бурить самую твердую породу.

Притурбинномбурениив качестве рабочей используется пром ы ­ вочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по бурильной ко­ лонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.

При бурении спомощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигате­ ля, а его корпус и бурильная колонна остаются неподвижными.

О сновны м и элементами винтового двигателя являю тся статор и ротор. Статор изготовлен нанесением специальной резины на внут­ реннюю поверхность стального корпуса. Внутренняя поверхность ста­ тора имеет вид многозаходной винтовой поверхности. А ротор изго­ товляют из стали в виде многозаходного винта. Количество винтовых линий на одну меньше, чем у статора.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка| нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 71

Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому, а также вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях стато­ ра и ротора их контактирующие поверхности образуют ряд замкну­ тых полостей — шлюзов между камерами высокого давления у верх­ него конца ротора и пониженного давления у нижнего. Шлюзы пере­ крывают свободный ток жидкости через двигатель, а самое главное — именно в них давление жидкости создает вращающий момент, пере­ даваемый долоту.

Инструмент, используемый при бурении, подразделяется на основ­ ной (долота) и вспомогательный (бурильные трубы, бурильные зам­ ки, центраторы).

Как уже отмечалось, долота бывают лопастные, шарошечные, ал­ мазные и твердосплавные (рис. 2.2.4).

Рис. 2.2Аз.. Л опаст ное долот о: 1 головка с присоединит ельной резьбой; 2 корпус; 3 лопаст ь; 4 промы вочное от верст ие;

5т вердосплавное покры т ие; 6 — реж ущ ая кром ка

Лопаст ны е долот а (рис. 2.2.4а) выпускаются трех типов: двухлопаст­

ные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на за­ бой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего мо-

vk12.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового $ела

Рис. 2.2.46. Ш арошечное долото: 1 - корпус с резьбовой головкой; 2 _ лапа с опорой; 3 шарошка

Вт.22АВ,Алмазноедолото:1—корпус;2—матрица;3 алмазныезерна

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка|нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 73

мента — скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою сква­ жины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограничен­ ными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).

Ш арош ечны е долот а (рис. 2.2.46) выпускаются с одной, двумя, тре­ мя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее рас­ пространение получили трехшарошечные долота. При вращении до­ лота шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное враща­ тельное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее. Шарошечные долота успеш­ но применяются при вращательном бурении пород самых разнооб­ разных физико-механических свойств. Изготавливают их из высоко­ качественных сталей с последующей химико-термической обработ­ кой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей, а сами зубцы изготавливаются из твердого сплава.

А л м азн ы е долот а (рис. 2.2.4в) состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердо­ сплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой во­ гнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона — шаровую поверхность, переходя­ щую на боковых сторонах в цилиндрическую.

Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спирали, оснащенные алмазами, и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют ра­ бочую поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, осна­ щенных алмазами; между ними размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота име­ ют рабочую поверхность ступенчатой формы. Они применяются как при роторном, так и при турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород.

Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бу­ рения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и вы­ сокая износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200...250 ч Непрерывной работы. Благодаря этому сокращается число спускоПодъемных операций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15...20 шарошечными долотами.

vk74.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть L Основы нефтегазового дела

Т вердосп лавн ы е долот а отличаются от алмазных тем, что вместо ал­ мазов они армированы сверхтвердыми сплавами.

Бурильные трубы предназначены для передачи вращ ения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигате­ ля при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на до­ лото, подачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т. п.

Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединя­ ются между собой с помощью бурильных замков. Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными и с приварны­ ми соединительными концами. У цельных труб утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу.

При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные буриль­ ные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89, 102, 114, 127 и 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина — 6, 8 и 11,5 м.

Н аряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их назначением являются создание нагрузки на долото и повы­ шение устойчивости нижней части бурильной колонны.

Ведущая труба предназначена для передачи вращ ения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного мо­ мента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двига­ телем). Эта труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим — к обычной бурильной трубе круглого сечения.

Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал про­ ходки скважины без наращивания инструмента. При малой длине ве­ дущей трубы увеличивается число наращиваний и затраты времени на проводку скважины, а при большой — затрудняется их транспор­ тировка.

Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок со­ стоит из замкового ниппеля и замковой муфты.

Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга (ведущая труба, бурильные трубы с зам­ ками, забойный двигатель и долото), называется бурильной колонной.

2.2.4. Ц икл строительства скваж ины

В цикл строительства скважины входят:

vkГлава.com/club1526850502. Разведка иразработка|нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 75

1)подготовительные работы;

2)монтаж вышки и оборудования;

3)подготовка к бурению;

4)процесс бурения;

5)крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;

6)вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

Входе подготовительных работ выбирают место для буровой, про­ кладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то плани­ руют площадку.

Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии

спринятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопас­ ность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строи­ тельно-монтажных работ и компактность в расположении всех эле­ ментов буровой.

Вобщем случае (рис. 2.2.5) в центре буровой вышки (1) помещают ротор (3), а рядом с ним — лебедку (2). За ней находятся буровые на­ сосы (19), силовой привод (18), площадка горюче-смазочных материа­ лов (11), площадка для хранения глинопорошка и химреагентов (9) и глиномешалка (17). С противоположной стороны от лебедки находит­ ся стеллаж мелкого инструмента (14), стеллажи (5) для укладки буриль­

ных труб (4), приемные мостки (12), площадка отработанных долот (7) и площадка ловильного инструмента (10), который используют для ликвидации аварий. Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяй­ ственная будка (8), инструментальная площадка (6), очистная систе­ ма для использованного бурового раствора (15) и запасные емкости для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды (16).

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдель­ ных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт. При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20 мелких блоков. Каж­ дый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки. При крупноблочном методе уста­ новка монтируется из 2...4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых Установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

vk.com/club152685050 | vk.Часть!com/id446425943. О сновы неф т <ррпяп«прп дела

11

1U 4 *

4 J L J 4 4

17

/

LL 33

Рис. 2.2.5. Типовая схема размещ ения оборудования, инструмента

запасны х частей и мат ериалов на буровой вышке: 1 - буровая вы ш ка- 2 - лебедка; 3 - рот ор; 4 - бурильные трубы; 5 ~ ст еллаж и- 6 -

инструментальная площадка; 7 - площадка отработанных долот -

У - хозяйственная будка; 9 - площадка глинохозяйства- 9 -

площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного инст румент а- 11 - площ адка горю че-смазочных мат ериалов; 12 - приемные мост ки; 13 - верст ак слесаря; 14 - стеллаж легкого инст румент а- 15-очистная сист ема; 16 - запасные емкости; 17-глиномеш алка1Ь силовой привод; 1 9 — насосы

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка| vkнефтяных.com/id446425943и газовых месторождений 77

После этого последовательно монтируют талевый блок с кронбло­ ком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.

Подготовка к бурению включает в себя устройство направления и пробный пуск буровой установки.

Назначение направления описано выше. Его верхний конец соеди­ няют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей по­ дачи его в приемные резервуары буровых насосов.

Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсад­ ные трубы.

Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, су­ шилка для спецодежды и помещение для проведения анализов буро­ вого раствора.

В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех эле­ ментов и узлов буровой установки.

Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к веду­ щей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту. Во время бурения происхо­ дит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на доло­ то для обеспечения эффективного разрушения породы. В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну буриль­ ных труб.

Наращивание выполняется следующим образом. Сначала оста­ навливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ро­ тора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от ко­ лонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф — слегка наклонную скважину глубиной 15... 16 м, располагаемую в уг­ лу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвеши­ вают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединя­ ют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снима­ ют колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и подни­

vk.com/club15268505078 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

мают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с ко­ лонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необ­ ходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну буриль­ ных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают на специальную площадку — подсвечник, а верх­ ний — на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

Крепление скважины осуществляют обсадными трубами и тампо­ нированием затрубного пространства. Целью тампонажа является ра­ зобщение продуктивных пластов.

Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскры­ ты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бу­ рению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т. е. вызывают приток в нее нефти и газа, для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

1) заменой бурового раствора, заполняющего ствол скважины по­ сле бурения, на более легкую жидкость — воду или нефть;

2)поршневанием (свабированием) —снижением уровня жидкости

вскважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Пор­ шень имеет клапан, который открывается при спуске и пропус­ кает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При ’подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бу­ рового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (на­ сыщения раствора газом) в настоящее время отказались по сообра­ жениям безопасности.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка|нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 79

Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.

После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатаци­ онники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения оче­ редной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.

2.2.5. Промывка скважин Промывка скважин — одна из самых ответственных операций, вы­

полняемых при бурении. Первоначально назначение промывки огра­ ничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их вы­ носом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:

1)вынос частиц выбуренной породы из скважины;

2)передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;

3)предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;

4)удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоя­ нии при прекращении циркуляции;

5)охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;

6)уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;

7)предотвращение обвалов пород со стенок скважины;

8)уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.

Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

1)выполнять возложенные функции;

2)не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и за­

бойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т. д.);

3)легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;

4)быть безопасными для обслуживающего персонала и окружаю­ щей среды;

5)быть удобными для приготовления и очистки;

6)быть доступными, недорогими, допускать возможность много­

кратного использования.

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в каче­ стве промывочных жидкостей используются:

• агенты на водной основе (техническая вода, естественные буро­ вые растворы, глинистые и неглинистые растворы);

агенты на углеводородной основе;

агенты на основе эмульсий;

газообразные и аэрированные агенты.

vk80.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

2.3. ДОБЫЧА НЕФ ТИ И ГАЗА

2.3.1. Этапы и режимы добычи нефти и газа

Процесс добычи нефти и газа включает в себя три этапа. Пер­ вый — движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря ис­ кусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях сква­ жин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторожде­ ний. Второй этап — движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и га­ зовых скважин. Третий этап — сбор продукции скважин и подготов­ ка нефти и газа к транспортированию потребителям. Входе этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового дав­ ления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природ­ ного газа от него отделяются пары воды, коррозионно активные (се­ роводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также ме­ ханические примеси.

Рассмотрим каждый из этих этапов более подробно.

Разработка нефтяных и газовых месторождений. Разработка неф - тяного или газового месторождения — это комплекс мероприятий, на­ правленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режи­ ма их работы.

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энер­ гией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетиче­ скую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас по­ тенциальной энергии создается:

1)напором краевых (контурных) вод;

2)напором газовой шапки;

3)энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при сни­ жении давления;

4)энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода;

5)силой тяжести, действующей на жидкость.

Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, заполняющих поры продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газовой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка| нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 81

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давле­ ния, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнет­ ся, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успе­ вать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы про­ является в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит не­ которое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пла­ ста в пониженные, где расположены забои скважин.

В зависимости от источника пластовой энергии, обусловливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный (рис. 2.3.1).

При жестководонапорном режиме (рис. 2.3.1а) источником энер ­ гии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы по­ стоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников по­ верхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководона­ порного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непре­ рывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее вы­ соких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

На практике есть еще один промежуточный этап разработки неф ­ тяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по прони­ цаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых усло­ виях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обес­ печивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, рав­ ный 0,5...0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько ве­ лико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет паДагь, а фонтанирование прекратится.

vk82.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

естководонапорный;

гравит ационны й

2,3Л. Типы режимов неф т яного пласта: а ж — газонапорный; в — раст воренного газа; г

Рис*

б

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка| нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 83

При упруговодонапорном режиме основным источником пласто­ вой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжа­ тых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.

Отличительной особенностью упруговодонапорного режима явля­ ется то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтенос­ ной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).

Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким обра­ зом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов.

Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме так­ же может достигать 0,8.

При газонапорном режиме (рис. 2.3.16) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем дольше в ней снижается давление.

В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигри­ рует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся бли­ же к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, так как в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным.

Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме со­ ставляет 0,4...0,6,

При режиме растворенного газа (рис. 2.3.1в) основным источни­ ком пластовой энергии является давление газа, растворенного в неф ­ ти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного со­ стояния переходит в свободное. Расширяясь, пузырьки газа выталки­ вают нефть к забоям скважин.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого заключается в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

Гравитационный режим (рис. 2.3.1г) имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом

vk84.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а отту­ да она откачивается механизированным способом.

Если в залежи нефти одновременно действуют различные движу­ щие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлече­ нию из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

Для повышения эффективности естественных режимов работы зале­ жи применяются различные искусственные методы воздействия на неф­ тяные пласты и призабойную зону. Их можно разделить натри группы:

методы поддержания пластового давления (заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта);

методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны (солянокислотные обработки призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта и др.);

методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.

Искусственное поддержание пластовогодавлениядостигается ме­

тодами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводне­ ния, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

М е т о д за к о н т ур н о го за во д н ен и я (рис. 2.3.2) применяют при раз­ работке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключа­ ется в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, разме­ щаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и дав­ ление в нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

М ет о д п ри кон т урн ого заводн ен и я применяют на месторождени­ ях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, запол­ ненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно’ на нем.

М ет о д вн ут р и ко н т ур н о го за во д н ен и я (рис. 2.3.3) применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значи­ тельную площадь.

Сущность этого метода заключается в искусственном «разреза­ нии» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.

vkX Глава.com/club1526850502. Разведка и разработка| vkнефтяных.com/id446425943и газовых месторождений

Следует отметить, что методами заводнения искусственно создает­ ся жестководонапорный режим работы залежи.

Рис, 2,3,2. Схема законт урного заводнения: 1 — нагнетательные

скважины; 2 — эксплуат ационные скважины; 3 — внешний конт ур неф т еносност и; 4 — направление дейст вия давления

скваж ины; 2 эксплуат ационные скваж ины; 3 внешний контур нефтеносности; 4 направление действия давления

Для п о д д еР жания пластового давления применяют также м ет од з а ­ к а ч к и га за в га зо в у ю ш а п ку неф т ян ого п ласт а (рис. 2.3.4). В этих це­ лях используют нефтяной газ, отделенный от уже добытой нефти. Благодаря закачке газа увеличивается давление на нефтяную часть залежи, и дебиты нефтяных скважин растут.

vk86.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

В качестве нагнетательных в этом случае используют отработавшие нефтяные скважины, вскрывшие верхнюю часть продуктивного пла­ ста, или бурят специальные скважины. Нагнетание газа в пласт произ­ водят при давлениях выше пластового на 10...20%.

Как видно, при закачке газа в газовую шапку искусственно созда­ ется газонапорный режим работы залежи. В настоящее время этот метод применяют редко в связи с дороговизной процесса и дефицит­ ностью самого газа.

Рис. 2.3.4. Схема расположения скважин при закачке газа в пласт:

1 — нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины;

3 — внешний контур нефтеносности; 4 — направление действия давления; 5 — контур газоносности

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко прим еняю тся методы повышения проницаемости пласта и призабой­ ной зоны. По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны — заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т. д. Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.

К м еханическим м ет одам относятся гидравлический разрыв пла­ ста (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ТПП) и торпедирование скважин.

Гидроразрыв пласта (рис. 2.3.5) производится путем закачки в него поддавлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазута, керосина, дизельного топлива) и других жид­ костей. В результате этого в породах образуются новые или расширя­

Главаvk.com/club1526850502. Разведка и разработка нефтяных| vk.com/id446425943и газовых месторождений 87

ются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последую­ щее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассо­ вые шарики, скорлупу грецкого ореха.

Рис. 2.3.5. Применение гидроразрыва пласта и кислотной обработки

скваж ин: а —

пласт перед воздействием;

бпласт после

гидроразрыва;

в — пласт (призабойная зона)

после кислотной

обработ ки; 1 — обсадная т руба; 2 — ствол скваж ины; 3 — насосно­

компрессорные трубы;

4

трещины

в породе, образовавш иеся

после гидроразм ы ва;

5

порода,

проницаемост ь кот орой

увеличена в результ ат е

кислотной обработки

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2...3 раза.

Гидропескоструйная перфорация — это процесс создания отвер­ стий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и гор­ ной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважи­ ны за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насаДок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50...200 г/л закачивается в скважину с расходом 3...4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200. ..260 м/с, а перепад давления — 18. ..22 МПа. При данных условиях

vk£ £.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с.

Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пла­ ста взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта по­ мещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротила, гексо­ гена, нитроглицерина, динамита) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит силь­ ный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продук­ тов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

К хим ическим м ет одам воздействия на призабойную зону отно­ сятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.

Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, ук­ сусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой НС1 8... 15% концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломи­ ты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы.

Плавиковая кислота HF в смеси с соляной предназначается для воз­ действия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.

Уксусная кислота СН3СООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме того, уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает выпадение в осадок гидрата окиси железа Fe(OH)3.

При закачке в скважину концентрированной серной кислоты H2S 04 положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смешения с водой, сни­ жается вязкость нефти и соответственно увеличивается дебит сква­ жины. Во-вторых, при смешении серной кислоты с нефтью образу­ ются ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину.

Концентрированная серная кислота предназначается для воздей­ ствия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при ее взаимодействии с карбонатными породами образу­ ется нерастворимый в воде сульфат кальция CaS04, ухудшающий про­ ницаемость призабойной зоны. Концентрированная серная кислота (98%) не разрушает металла. Коррозия начинается только при ее раз­ бавлении водой.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка| нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 89

Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удале­ ния воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды про­ является в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит скважины.

Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностно­ го натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в поровом пространстве уменьшается в не­ сколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, де­ лают поверхность поровых каналов в породе несмачиваемойдля воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.

С помощью химреагентов и органических растворителей (СНПХ-7р-1, СНПХ-7 -2, газового конденсата, газового бензина, толуола и др.) уда­ ляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

К ф изическим м ет одам воздействия на призабойную зону отно­ сятся тепловые обработки и вибровоздействия.

Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфаль­ то-смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также высо­ кочастотную электромагнитоакустическую обработку.

При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается об­ работке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонан­ са обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пори­ стой среде, т. е. увеличится проницаемость пласта.

Методы повышения пластового давления и увеличения проницае­ мости пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разра­ ботки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа. Однако необходимо добиваться и наиболее полного извлечения неф ­ ти и газа из недр. Это достигается применением методов повышения нефте- и газоотдачи пластов.

Для повышения нефтеотдачи применяю тся следующие способы:

закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;

вытеснение нефти растворами полимеров;

закачка в пласт углекислоты;

нагнетание в пласт теплоносителя;

внутрипластовое горение;

vk90.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

• вытеснение нефти из пласта растворителями.

При за к а ч к е в неф т ян ой п ласт во д ы , обработ ан н ой П А В , снижает­ ся поверхностное натяжение на границе нефть—вода, что способству­ ет дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие пере­ пады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы. Концентрация наиболее эффективных ПАВ в воде при заводнении пластов не превышает 0,05%.

При закач ке в пласт углекислот ы происходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной сква­ жине.

Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержащих вы­ соковязкую нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность ее до­ бычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является при­ менение теплового воздействия на пласт.

Н агнет ание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с тем­ пературой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти вы­ павших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

М е т о д вн ут р и п л а ст о во го горен и я (рис. 2.3.6) заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнета­ тельной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фрон­ та горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязко­ стью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

П ут вы т есн ен и и н еф т и и з п ла ст а р а ст во р и т ел я м и в качестве вы­ тесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.

Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки сква­ жин, гидроразрыв пласта, торпедирование скважин, а также отбор газа из скважин под вакуумом.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка|нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 91

Рис. 2.3.б.Схемавнутрипластового очага горения: 1 — нагнетательная

(заж игат ельная) скваж ина; 2 — глубинный нагнет ат ель; 3 — вы горевш ая часть пласт а; 4 — очаг горения; 5 — обрабат ы ваем ая часть пласт а (движ ение нефт и, га зо в, паров воды ); 6 — эксп луа -

тационнаяскваж ина

2.3.2.Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

1)фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

2)с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

3)насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от вели­ чины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанный способ применяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по на­ сосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанированияявляется превышение пластового давления над гидростатическимдавлениемстолбажидкости,заполняющейскважину.

^Устройствоскважиныдляфонтаннойдобычинефтипоказанонарис.

Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационныхтруб (1). Внутри эксплуатационной колонны находят­ ся насосно-компрессорные трубы (2). Нефть поступает в них через °ашмак(3).Верхнийконецнасосно-компрессорныхтрубчерезфланец(4)

vk92.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

соединяется с фонтанной арматурой (5). Фонтанная арматура пред­ ставляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присо­ единен штуцер (6), представляющ ий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера за­ ключается в ограничении притока нефти в скважину путем дроссе­ лирования давления на выходе из нее.

Рис. 2.3.7. Устройство скваж ины для фонтанной добычи нефти: 1 эксплуат ационная колонна; 2 — насосно-компрессорные трубы; 3 — баш мак; 4 фланец; 5 — фонтанная армат ура; 6 — штуцер

Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и беспере­ бойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка|нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 93

низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважи­ ны частицами породы.

Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяет­ ся на начальном этапе разработки месторождений.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных сква­ жин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуще­ ствляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.

Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показа­ но на рис. 2.3.8.

смесь

Рис. 2.3.8. Устройство скваж ины для компрессорной добычи нефти:

1 — обсадная т руба; 2 — подъемная т руба; 3 — воздуш ная т руба

vk.94com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

При компрессорном способе в скважину опускают две соосные тру­ бы. Внутреннюю (2), по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную (3), по затрубному пространству между которой и трубой (2) в скважину под давлением подается газ, — воздуш ной. Подъемная труба короче воздушной.

Механизм компрессорной добычи нефти следующий (рис. 2.3.9). При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъ­ емную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъ­ емной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вслед­ ствие этого, чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе (2) удлиняется, до­ стигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.

В зависимости оттого, какой газ под давлением закачивается в сква­ жину, различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент — природный газ) и эрлифт (рабочий агент — воздух). Применение эрлифта менее распространено, так как при контакте с воздухом нефть окисляется.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка| vkнефтяных.com/id446425943и газовых месторождений 95

Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:

1) отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);

2)доступность оборудования для обслуживания и ремонта (по­ скольку все оно размещается на поверхности земли);

3)простота регулирования дебита скважин.

Однако у способа имеются и недостатки:

1) высокие капитальные вложения на строительство мощных ком­ прессорных станций и разветвленной сети газопроводов;

2) низкий кпд газлифтного подъемника и системы «компрессорскважина».

Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтя­ ную скважину подают под давлением без дополнительной компрес­ сии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессор-

ны м л и ф т ом .

В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого­ технических характеристик скважин применяют непрерывный и пе­ риодический газлифтные способы эксплуатации. При периодическом газлифте подача газа в скважину периодически прерывается с тем, чтобы в ней накопилось необходимое количество жидкости. Таким образом, эксплуатируют скважины с низкими забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяют тот из двух способов, который имеет лучшие показатели (например меньший рас­ ход нагнетаемого газа).

Принципиальная схема газлифтного цикла приведена на рис. 2.3.10. При наличии газовой скважины высокого давления реализуется бескомпрессорный лифт. Газ из скважины (1) через газовый сепара­ тор (2) подается в теплообменник (3). Нагретый газ после дополнитель­ ной очистки в сепараторе (4) проходит через газораспределительную батарею (5) и направляется к газлифтным скважинам (6). Продукция скважин направляется в газонефтяной сепаратор (7), после которого нефть поступает в коллектор, а газ, содержащий капельки нефти, про­ ходит дополнительную очистку в сепараторе (8) и после сжатия в ком­

прессорной станции (9) поступает в систему промыслового сбора. Если газовой скважины высокого давления нет, то для газлифта ис­

пользуется попутный нефтяной газ. После компримирования газ из

vk96.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

компрессорной станции (9) последовательно проходиттеплообменник (3), газовый сепаратор (4) и т. д., пока вновь не поступит на станцию (9). В данном случае используется замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости.

Рис. 2.3.10. Схема газлифтного цикла при добыче нефти: 1 —газовая

скваж ина высокого давления; 2, 4, 8 — газовый сепарат ор;

3 — теплообменник; 5 — газораспределительная бат арея; 6 —

газлифтная

скваж ина;

7 —

газонефтяной

сепарат ор; 9 —

компрессорная

станция; I — газ высокого давления из

газовой

скважины; II — продукция газлифтной скважины; III — нефть; IV —

газ низкого

давления,

содерж ащий

капельную

нефть;

V— газ

низкого давления, очищенный от нефти; VI — сж атый га зе сист ему

промыслового

 

сбора;

VII—

газ

высокого

давления

после

компрессорной

станции

 

 

 

 

 

При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами Ш т анговы й насос представляет собой плунжерный насос специ­ альной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности

посредством штанги (рис. 2.3.11).

В нижней части насоса установлен всасывающий клапан (1). Плун­ жер насоса, снабженный нагнетательным клапаном (2), подвешивает-

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка |нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 97

ся на насосной штанге (3). Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник (5) и соединяется с головкой балансира станкакачалки (6). При помощи кривошипно-шатунного механизма (7) голов­ ка балансира (9) передает возвратно-поступательное движение штанге (3) и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие элек­ тродвигателем (8) через систему передач.

Рис. 2.3.11. Схема добычи нефти с помощью ш т ангового насоса: 1 — всасывающий клапан; 2 — нагнетательный клапан; 3

штанга; 4 — тройник; 5 — устьевой сальник; 6 — балансир станка - качалки; 7 — кривошипно-шатунный механизм; 8 электро­ двигат ель; 9 — головка балансира; 10 насосные трубы

Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верх­ ний клапан (2) закрыт, так как на него действует давление вышележа­ щего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая

vk98.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан (1) и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы (10).

При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья и она по­ ступает в выкидную линию через тройник (4).

Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, возмож­ ность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и силь­ нообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие (до 2 км) глубины эксплуатации.

В связи с этим в последние годы при эксплуатации нефтяных сква­ жин все шире применяются бесш т анговы е насосы (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др).

Схема установки в скваж ине погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) приведена на рис. 2.3.12. Бронированный кабель для питания электродвигателя и источник электропитания на схеме услов­ но не показаны.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю (2). Вра­ щая вал насоса (1), электродвигатель приводит его в действие. Всасы­ ваемая насосом нефть проходит через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по подъемным трубам (3) на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан (4).

Погружной электроцентробежный насос представляет собой на­ бор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат). Роторы от­ дельных ступеней посажены на один вал, жестко соединенный с ва­ лом погружного электродвигателя. Каждая из ступеней ЭЦН разви­ вает напор 3...5,5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800... 1000 м в корпусе насоса монтируют 150...200 ступеней.

Существенными недостатками электроцентробежных насосов яв­ ляются их низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м3/сут.; снижение подачи, напора и кпд. при увеличении вяз­ кости откачиваемой смеси, а также при увеличении свободного газа на приеме насоса.

П огруж ны е винт овы е насосы стали применяться на практике срав­ нительно недавно. Винтовой насос — это насос объемного действия,

vkГлава.com/club1526850502. Р азведка и разработ ка|нефтяныхvk.com/id446425943и газовы х мест орож дений 99

йОДЭТа которого прямопропорциональна частоте вращения специаль­ ного винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всейдлине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Рис. 2.3.12. Схема уст ановки Э Ц Н в скваж ине: 1 — центробежный

многост упенчат ый насос; 2 — погруж ной элект родвигат ель; 3 — подъемные трубы; 4 обратный клапан; 5 уст ьевая арм а­

т ура

Применение винтовых насосов особенно эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки в скважине такая же, как и при применении ЭЦН.

Для насосной эксплуатации скважин используются также диафраг­ менные, гидропоршневые и струйные насосы.

2.3.3. Системы сбора нефти на промыслах

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбоРа: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

vk.com/club152685050 | vkЧасть.com/id446425943I. Основы нефтегазового де>ла

П ри самотечной двухтрубной системе сбора (рис. 2.3.13) продук­ ция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющий­ ся при этом газ под собственным давлением транспортируется до ком­ прессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального пункта сбора (ЦПС).

нанужды промысла

Рис. 2.3.13. П ринципиальная схема самот ечной двухт рубной сист емы сбора: 1 скваж ины ; 2 — сепарат ор 1-й ст упени; 3 регулят ор давления т ипа «до себя»; 4 — газопровод; 5 сепарат ор

2 -й ст упени; 6 —резервуары ; 7 — насос; 8 — неф т епровод; У К П Н — уст ан овка ком плексной подгот овки нефт и; Ц П С — цент ральный пункт сбора

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты элек­ троэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует рекон­ струкции;

2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубо­ проводах требуется глубокая дегазация нефти;

3)из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание тру­ бопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;

4)из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использова­

нием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сборадостигают 2.. .3% от общей добычи нефти.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка иразработка|нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 101

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в настоя­ щее время существует только на старых промыслах.

Высоконапорная однотрубная система сбора (рис. 2.3.14) пред­ ложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной осо­ бенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.

на ГПЗ

I

потребителям

>

Э -Й -trt УКПН

Рис. 2.3.14. П ринципиальная схема высоконапорной однот рубной

сист емы сбора: 1 — скваж ины ; 2 — неф т егазопровод; 3 — сеп а ­ рат ор 1-й ст упени; 4 сепарат ор 2-й ст упени; 5 регулят ор

давления; 6 — резервуары

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отка­ заться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести опера­ ции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокраща­ ется металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства нефтеперкачивающих и компрессорных станций на тер­ ритории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90% по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода Жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их Разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контроль­ но-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

vk102.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Напорная система сбора (рис .2.3.15), разраб отанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоя­ нии до 7 км от скваж ин, и транспорт газонасы щ енной нефти в однофазном состоянии до ЦПС на расстояние 100 км и более.

Рис. 2.3.15. Принципиальная схема напорной

системы сбора: 1 —

скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3

— регулятор

давления

типа «до себя»; 4 —

газопровод; 5 — насосы; б — нефтепровод;

7 — сепаратор 2-й

ступени; 8 — резервуар; Д Н С —

дожимная

нефтеперекачивающая

станция

 

 

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной неф ­ теперекачивающей станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транс­ портируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепа­ раторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Вы­ делившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепарато­ ров 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

сконцентрировать на ЦПС оборудование по подготовке нефти, газа

иводы для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

применять для этих целей более высокопроизводйтельное обору­ дование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и экс­ плуатационные расходы;

снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, бла­ годаря отказу от строительства на территории промысла компрес­ сорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;

vk.com/club1526850502. Разведка и разработка|нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 103

• увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязко­ сти нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуа­ тационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦПС и соответственно большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищен­ ной пластовой воды до месторождений для использования ее в систе­ ме поддержания пластового давления.

В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах при­ меняют системы сбора, лишенные указанных недостатков (рис. 2.3.16).

Рис. 2.3.16. Принципиальные схемы современных систем сбора

нефти: а — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦПС; б — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КПС; 1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — насосы; 6 — нефте­ провод; 7 — сепаратор 2-й ступени; 8 резервуар;ДН С — дожимная

нефтеперекачивающая станция

Система, изображенная на рис. 2.3.16а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят

vk104.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть L Основы нефтегазового дела

реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплекс­ ной подготовки нефти располож ена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рис. 2.3.166, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется ком­ плексным сборным пунктом (КСП).

Последняя схема применяется при большом числе скважин, под­ ключенных к КСП.

2.3.4. Промысловая подготовка нефти

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и механических примесей (песка, окалины и пр.). В таком виде транспортировать про­ дукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нель­ зя. Во-первых, вода — это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды име­ ют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопро­ тивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в верши­ нах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы механических примесей — абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обез­ воживание, обессоливание и стабилизация.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от неф ­ ти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения — сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумятремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроцик­ лонные.

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка |нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 105

Верт икальный сепарат ор представляет собой вертикально установ­ ленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снаб­ женный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жид­ кой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение

жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 2.3.17).

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по пат­ рубку (1) в раздаточный коллектор со щелевым выходом (2). Регулято­ ром давления (3) в сепараторе поддерживается определенное давле­ ние, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется раство­ ренный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установ­ ки наклонных полок (6), по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель (4), служащий для отделения ка­ пель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе (12) стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществля­ ется с помощью регулятора уровня (8) и уровнемерного стекла (11). Шлам (песок, окалина и т. п.) из аппарата удаляется по трубопроводу (9).

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относитель­ ная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от от­ ложений парафина и механических примесей. Они занимают отно­ сительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях мор­ ских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по срав­ нению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Горизонт альный газонеф т яной сепаратор конструкции ЦКБН (рис. 2.3.18) состоит из технологической емкости (1), внутри которой Расположены две наклонные полки (2), пеногаситель (3), влагоотделитель (5) и устройство для предотвращения образования воронки при АРенаже нефти (7). Технологическая емкость снабжена патрубком (10) Для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа (4) и нефти (6) и люк-лазом (8). Наклонные полки выполнены в виде желобов с от­ бортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепа­ ратор смонтировано распределительное устройство (9).

vk106.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Рис. 2.3.17. Вертикальный сепаратор: 1 — патрубок ввода газож идкостной смеси; 2 раздаточный коллектор со щелевым

выходом; 3 — регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 жалюзийный каплеуловитель; 5 — предохранительный клапан;

6 — наклонные полки; 7 — поплавок; 8 — регулят ор уровня на линии

отвода нефти; 9 — линия сброса шлама; 10 — перегородки; 11 — уровнемерное стекло; 12 — дренажная труба *

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь че­ рез патрубок (10) и распределительное устройство (9) поступает на полки (2) и по ним стекает в нижнюю часть технологической емко­ сти. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырь­ ков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель (3), где

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка |нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 107

разрушается пена, и влагоотделитель (5), где очищается от капель неф ­ ти, и через штуцер выхода газа (4) отводится из аппарата. Дегазирован­ ная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер (6).

Рис. 2.3.18. Горизонтальный газонефтяной сепаратор конструкции

ЦКБН: 1 — технологическая емкость; 2 — наклонные желоба; 3 — пеногаситель; 4 — выход газа; 5 — влагоотделитель; 6 — выход нефти; 1 — устройство для предотвращения образования воронки; 8 — лю к- лаз; 9 — распределительное устройство; 1 0 — ввод продукции

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонталь­ ных сепараторах используют гидроциклонные устройства. Го­ р и зон тальн ы й газо н еф тя н о й с е п а р а т о р г и д р о ц и к л о н н о г о т и п а

(рис. 2.3.19) состоит из технологической емкости (1) и нескольких одно­ точных гидроциклонов (2). Конструктивно одноточный циклон пред­ ставляет собой вертикальный цилиндрический аппарате тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направ­ ляющий патрубок (3) и секция перетока (4). В одноточном гидроци­ клоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходя­ щий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в его центре. В секции перетока нефть и газ меняют на­ правление движения с вертикального на горизонтальное и поступа10траздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток прохо­ дит каплеотбойник (5), распределительные решетки (6) и выходит из

vkп.com/club152685050о | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Элект рическое воздейст вие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электриче­ ского поля на противоположных концах капель воды появляются разно­ именные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильт рация применяется для разрушения нестойких эмульсий.

Вкачестве материала фильтров используются вещества, не смачивае­ мые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.

Ра зд ел ен и е эм ульси й в п оле ц ен т робеж н ы х сил производится в цент­

рифугах, которые представляют собой вращающийся с большим чис­ лом оборотов ротор. Эмульсия подается в ротор по полому валу. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1...2%. Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмуль­ сию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При сме­ шении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и,

следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до вели­ чины менее 0,1%.

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагрева­ ют до температуры 40...80 °С, а затем подают в сепаратор. Выделяющие­ ся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направ­ ляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конден­ сируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При рект иф и каци и нефть подвергается нагреву в специальной ста­ билизационной колонне под давлением и при повышенных темпера­ турах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не должно превы­ шать 0,066 М Па (500 ммрт. ст.).

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка |нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 111

2.3.5. Установка комплексной подготовки нефти

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти

(УКПН).

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рис. 2.3.20.

нефти: 1,9, И, 12 — насосы; 2 ,5 — теплообменники; 3 — отстойник;

4 — элект родегидрат ор; 6 — стабилизационная

колонна; 7 —

конденсат ор-холодильник; 8 — емкость орошения;

10 — печь; I —

холодная «сырая» нефть; I I подогрет ая «сырая» нефть; I I I

дренаж ная вода; IV — частично обезвож енная нефть; V— пресная вода; V I — обезвож енная и обессоленная нефть; VII — пары легких углеводородов; VIII — несконденсировавшиеся пары; IX — широкая фракция (сконденсировавш иеся пары); X — стабильная нефть

Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦПС насосом (1) через теплообменник (2) подается в от­ стойник непрерывного действия (3). Здесь большая часть минерали­ зованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится прес­ ная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе (4) производится окон­ чательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теп­ лообменник (5) поступает в стабилизационную колонну (6). За счет прокачки нефти из низа колонны через печь (10) насосом (11) ее тем­ пература доводится до 240 "С. При этом легкие фракции нефти испа­ ряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают вк°нденсатор-холодильник (7). Здесь пропан-бутановые и пентано­ вые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую щирокую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводят­

vk112.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть L Основы нефтегазового дела

ся для использования в качестве топлива. Ш ирокая фракция откачи­ вается насосом (9) на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне (6). Стабильная нефть из низа колонны насо­ сом (12) откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплооб­ менниках (2,5).

Таким образом, можно увидеть, что в УКПН производятся обезво­ живание, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезво­ живания используются одновременно подогрев, отстаивание и элект­ рическое воздействие, т. е. сочетание сразу нескольких методов.

2.3.6. Системы промыслового сбора природного газа

Существующие системы сбора газа классифицируются:

• по степени централизации технологических объектов подготов­ ки газа;

• поконфигурациитрубопроводныхкоммуникаций;

по рабочему давлению.

По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора (рис. 2.3.21).

Рис. 2.3.21. Системы сбора газа на промыслах: а) — индивидуальная;

б) — групповая;

в) — цент рализованная; УП Г— уст ановка

подгот овки газа;

ГСП — групповой сборный пункт ; Ц П С

центральный пункт сбора

При и н ди ви дуальн ой си ст ем е сбо р а (рис. 2.3.21а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка |нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 113

пункт сбора (ЦПС). Данная система применяется в начальный пери­ од разработки месторождения, а также на промыслах с большим уда­ лением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной си­ стемы являются: 1) рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а следовательно, сложности организации постоян­ ного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля заработай этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т. д.

При гр уп п о во й си ст ем е сб о р а (рис. 2.3.216) весь комплекс по под­ готовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), об­ служивающем несколько близко расположенных скважин (цо 16 и бо­ лее) . Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сбор­ ному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.

Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент за­ грузки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контро­ ля, обслуживания и автоматизации, а в итоге — снизить затраты на обустройство месторождения.

При ц ен т р а ли зо ва н н о й си ст ем е сбора (рис. 2.3.21в) газ от всех сква­ жин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.

Применение централизованных систем сбора позволяет осущест­ вить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновы­ вается технико-экономическим расчетом.

По конфигурации трубопроводных коммуникаций разли чаю т бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлек т о р н о й си ст ем е сб о р а газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллект орны х га зо ­ сборных сист ем ах отдельные скважины подключаются к коллекторам, ауж е по ним газ поступает на Ц П С .

Выделяют линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосбор­ ные системы (рис. 2.3.22).

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и приме­ няется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим

vk114.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I, Основы нефтегазового дела

числом (2...3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть включает в себя несколько коллекторов, сходящихся водн ой точке в виде

Рис. 2.3.22* Формы коллекторной газосборной сети: а индивидуальное подключение скважин; 6 групповое подключение скважин

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка|нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 115

лучей. Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый кол­ лектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий пере­ мычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участ­ ков коллектора.

По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные (Р<0,1 МПа), низкого давления (0,1<Р<0,6 МПа), среднего давления (0,6<Р< 1,6 МПа) и высокого давления (Р >1,6 МПа).

2.3.7. Промысловая подготовка газа

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде при­ месей твердые частицы (песок, окалину), конденсат тяжелых углево­ дородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов. Конденсат тяжелых углеводо­ родов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их про­ ходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопро­ водах гидратов — снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.

Сероводород является вредной примесью. При его содержании, большем чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в при­ сутствии влаги сероводород способен образовывать растворы серни­ стой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.

Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования. Поэтому его целесообраз­ но отделить на промыслах.

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от механических примесей, тяжелых углеводородов, паров воды, серо­ водорода и углекислого газа.

Для очистки природного газа от механических примесей исполь­ зуются аппараты, работающие по принципу:

«мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);

«сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители).

На рис. 2.3.23 представлена конструкция верт и кал ьн ого м аслян ого пъ1леуловителя. Это вертикальный цилиндрический сосуд со сфериче­ скими днищами. Пылеуловитель состоит из трех секций: промывочной А (от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддер­

vkЛ®.com/club152685050______________________________| vk.com/id446425943Часть L Основы нефтегазового дела

живается постоянный уровень масла; осадительной Б (от перегород­ ки 5до перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц масла, и отбойной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.

Рис. 2.3.23. Принципиальная схема вертикального масляного пыле­

уловителя: 1 — трубка для слива загрязненного масла; 2 — трубка для долива свежего масла; 3 — указатель уровня; 4 контактные т рубки; 5, 6 перегородки; 7 пат рубок для вы вода газа; 8 скруббер; 9 козырек; 10 пат рубок для ввода газа; 11 дренаж ­

ные трубки; 12 — люк для удаления шлама

Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ вхо­ дит в аппарат через патрубок (10). Натекая на козырек (9), он меняет направление своего движения. Крупные же частицы механических примесей, пыли и жидкости по инерции продолжают двигаться гори­ зонтально. При ударе о козырек их скорость гасится, и под действием силы тяжести они выпадают в масло. Далее газ направляется в кон­

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка нефтяных| vk.com/id446425943и газовых месторождений 117

тактные трубки (4), нижний конец которых расположен в 20.. .50 мм над поверхностью масла. При этом газ увлекает за собой в контактные трубки масло, где оно обволакивает взвешенные частицы пыли.

В осадительной секции скорость газа резко снижается. Выпадаю­ щие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным труб­ кам (11) стекают вниз. Наиболее легкие частицы из осадительной сек­ ции увлекаются газовым потоком в верхнюю скрубберную секцию В. Ее основной элемент — скруббер, состоящий из нескольких рядов пе­ регородок (8), расположенных в шахматном порядке. Проходя через лабиринт перегородок, газ многократно меняет направление движе­ ния, а частицы масла по инерции ударяются о перегородки и стекают сначала на дно скрубберной секции, а затем по дренажным трубкам (11) в нижнюю часть пылеуловителя.

Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патру­ бок (7).

Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2...3 ме­ сяца) удаляют через люк (12). Загрязненное масло через трубку (1) сли­ вают в отстойник. Взамен загрязненного в пылеуловитель по трубе (2) доливается очищенное масло. Контроль за его уровнем ведется по шкале указателя уровня (3).

Наряду с «мокрым» для очистки газов от твердой и жидкой взвеси применяют и «сухое» пылеулавливание. Наибольшее распростране­ ние получили циклонные пылеуловители.

Схема, поясняющая работу циклонного пылеуловит еля, приведе­ на на рис. 2.3.24. Газ входит в аппарат через патрубок (2) и попадает в батарею циклонов (3). Под действием центробежной силы твердые и жидкие частицы отбрасываются к периферии, затормаживаются о стенку циклона и выпадают в нижнюю часть аппарата, откуда вы­ водятся через патрубок (6). А очищенный газ, изменяя направление движения, попадает в верхнюю часть аппарата, откуда выводится че­ рез патрубок (7).

В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 мг/м3.

Для осушки газа используются следующие методы:

охлаждение;

абсорбция;

адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в магист­ ральном газопроводе, газ охлаждают, дросселируя излишнее давле­ ние. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом ДжоуляТомсона охлаждается.

vk118.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть 1, Основы нефтегазового дела

Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа произво­ дится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги.

Рис. 2.3.24. Принципиальная схема циклонного пылеуловителя: 1 —

корпус; 2 — патрубок для ввода газа; 3 — циклон; 4, 5 — перегородки; 6 — патрубок для удаления шлама; 7 — патрубок для вывода газа; 8 — винтовые лопасти

Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью ди­ этиленгликоля (ДЭГ) приведена на рис. 2.3.25.

Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер (1). В нижней скруб­ берной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и под­ нимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по та­ релкам стекает концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в аб­ сорбер насосом (2) из емкости (3). Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобож­ дается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата.

Остальная часть технологической схемы служит для восстановле­ ния абсорбента. Использованный раствор ДЭГ, содержащий 2...2,5%

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

119

Глава 2. Р азведка и разработ ка нефтяных и газовы х месторож дений

воды, отбирается с нижней глухой тарелки абсорбера (1), подогревает­ ся в теплообменнике (4) встречным потоком регенерированного рас­ твора и направляется в выветриватель (5), где освобождается от неконденсирующихся газов. Далее раствор снова подогревается в теп­ лообменнике (6) и поступает в десорбер — выпарную колонну (7).

Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельча­ того типа, в которой израствораДЭГ, стекающего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ (верхняя основная часть колонны) и кипятильника (нижняя часть колонны), где происходит нагревание раствора до температуры 150... 160 МС и испарение воды. Водяной пар из десорбера поступает в конденсатор-холодильник (8), где он конденсируется и собирается в емкости (9). Часть полученной воды насосом (10) закачивается в верхнюю часть колонны, чтобы несколько снизить там температуру и уменьшить испарение, а соответственно, и унос ДЭГ. Регенерированный горячий раствор ДЭГ прокачивается через теплообменники (6,4), холодильник (12) и поступает в емкость (3).

Работадесорбера основана на различной температуре кипения воды и абсорбента: для ДЭГ она равна 244,5 МС, а для триэтиленгликоля (ГЭГ) —287,4 °С. Диэтиленгликоль понижает точку росы газа на 25...35 Тадусов, а триэтиленгликоль — на 40...45. Обе жидкости обладают

vk120.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

малой вязкостью, неагрессивны в коррозионном отношении, очень слабо растворяют природные газы и имеют низкую упругость паров, что облегчает их регенерацию.

Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсор­ бента и относительная сложность его регенерации.

Технологическая схема осушки газа методом адсорбции приведе­ на на рис. 2.3.26. Влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента — твердого вещества, поглощаю­ щего пары воды, и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного времени (12... 16 ч). После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают

Рис. 2.3.26. Принципиальная схема осушки газа методом адсорбции:

1,2 — адсорберы; 3 — регулят ор давления т ипа «после себя»; 4 — холодильник; 5 — емкость; 6 — газодувка; 7 — подогреват ель газа

и выводят на регенерацию. Для этого через регулятор давления типа «после себя» (3) из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходув­ кой (6) подается в подогреватель (7), где газ нагревается до температу­

vkГлава.com/club1526850502. Разведка и разработка |нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 121

ры 180...200 "С. Далее он подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник (4). Сконденсировав­ шаяся вода собирается в емкости (5), а газ используется для осушки повторно ит. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6. ..7 ч. После этого в течение 8 ч адсорбер остывает.

Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точки росы менее —30 °С. В качестве ад­ сорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и др.

Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и абсорбции.

Принципиальная схема очи ст ки га за от H 2S м ет о до м адсорбц и и

аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь.

Принципиальная схема оч и ст ки га за от H J S м ет о до м абсорбц и и

приведена на рис. 2.3.27. Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и под­ нимается вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется кон­ центрированный раствор абсорбента. Роль жидкого поглотителя в данном случае выполняют водные растворы этаноламинов: моноэтаноламина (МЭА), диэтаноламина (ЦЭА) и триэтаноламина. Темпера­ тура кипения при атмосферном давлении составляет соответственно МЭА 172 "С, ДЭА — 268 "С, Т Э А - 277 ”С.

Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, со­ держащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выводится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задер­ живаются капли абсорбента.

На регенерацию абсорбент подается в выпарную колонну (2) че­ рез теплообменник (3). В нижней части колонны он нагревается до температуры около 100 °С. При этом происходит разложение соеди­ нения сероводорода с абсорбентом, после чего H2S, содержащий пары этаноламинов, через верх колонны поступает в холодильник (4). В ем­ кости (5) сконденсировавшиеся пары абсорбента отделяются от се­ роводорода и насосом (6) закачиваются в выпарную колонну. Газ же направляется на переработку.

Горячий регенерированный абсорбент из нижней части колонны (2) насосом (7) подается для нового использования. По пути абсорбент отдает часть своего тепла в теплообменнике (3), а затем окончательно остужается в холодильнике (8).

Из полученного сероводорода вырабатывают серу.

vk.122com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Рис. 2.3.27. Принципиальная схема очистки газа от сероводорода:

1 — адсорбер; 2 — выпарная колонна (десорбер); 3 — теплообменник; 4 ,8 — холодильники; 5 — ем кост ь-сепарат ор; 6, 7 — насосы. Работ а

этаноламиновых

газоочист ных уст ановок авт омат изирована.

Степень очистки

газа составляет 99% и выше. Н едост ат ком

процесса являет ся относительно большой расход абсорбента.

Очистка газа от углекислого газа обычно производится одновре­ менно с его очисткой от сероводорода, т. е. этаноламинами.

При высоком содержании С 0 2 (до 12... 15%) и незначительной кон­ центрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлени­ ем (рис. 2.3.28). Газ, содержащий С 0 2, подается в реактор (1), запол­ ненный железными или керамическими кольцами Рашига, которые орошаются водой под давлением. Очищенный газ поступает затем в водоотделитель (2) и идет по назначению.

Вода, насыщенная углекислым газом, насосом (3) подается в экспанзер (4) для отделения С 0 2 методом разбрызгивания. Для полного удаления С 0 2 вода подается в дегазационную колонну (5), откуда на­ сосом (6) возвращается в реактор (1).

Выделяемый углекислый газ используется для производства соды, сухого льда и т. п.

vkГлава.com/club1526850502 Разведка и разработка |нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 123

Рис. 2.3.28. Принципиальная схема очистки газа от двуокиси углеро­ да под давлением: 1 — реакт ор; 2 — водоотделитель; 3 ,6 насосы; 4 — экспанзер; 5 дегазационная колонна

2.3.8. Стадии разработки залежей

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии: I — нарастающая добыча нефти;

II — стабилизация добычи нефти; III — падающая добыча нефти;

IV — поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспечива­ ется в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот пе­ риод добывается безводная нефть, а также несколько снижается пла­ стовое давление.

Вторая стадия — стабилизация нефтедобычи — начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается: 1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пла­ стового давления; 3) проведением работ по воздействию на призабой­ ные зоны скважин и по повышению проницаемости пластай др.

vk124.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Задачей разработчиков является максимально возможное продле­ ние второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в про­ дукции скважин появляется вода.

Третья стадия — падающая добыча нефти —характеризуется сни­ жением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции сква­ жин и большим падением пластового давления. На этой стадии реша­ ется задача замедления темпа падения добычи нефти методами, при­ менявшимися на второй стадии, а также загущением закачиваемой

впласт воды.

Втечение первых трех стадий должен быть осуществлен отбор 80...90% промышленных запасов нефти.

Четвертая стадия — поздняя стадия эксплуатации залежи — ха­ рактеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и боль­ шими отборами воды. Она может длиться достаточно долго — до тех пор, пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлече­ нию оставшейся пленочной нефти из пласта.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют за­ вершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа.

2.3.9. Проектирование разработки месторождений

Проект разработки — это комплексный документ, являющийся программой действий по разработке месторождения.

Исходным материалом для составления проекта является инфор­ мация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, раз­ мерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщаю­ щих их нефти, газа и воды.

Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и конден­ сата. Например, общие геологические запасы нефти отдельных зале­ жей подсчитывают, умножая площадь нефтеносности на эффектив­ ную нефтенасыщенную толщину пласта, эффективную пористость, коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти в поверхност­ ных условиях и величину, обратную объемному коэффициенту неф ­ ти в пластовых условиях. После этого находят промышленные (или извлекаемые) запасы нефти, умножая величину общих геологических запасов на коэффициент нефтеотдачи.

После утверждения запасов производится комплексное проектиро­ вание разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скваж ин, в ходе которой определяют их производительность, пластовое давление, изучают ре-

vkГ лава.com/club1526850502 Разведка и разработка |нефтяныхvk.com/id446425943и газовых месторождений 125

ясимы работы залежей, положение водонефтяных (газоводяных) и газонефтяных контактов и др.

В ходе проектирования выбирается система разработки месторо­ ждения, под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о спо­ собах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомен­ дации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах.

Число скважин должно обеспечивать запланированную на рас­ сматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважины на площади залежи равномерно и нерав­ номерно. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометриче­ ски равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на пло­ щадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые за­ пасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.

Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и разме­ ров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характе­ ристик и т. д.

Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т. д. Применяют «сгущаю­ щиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом слу­ чае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади зале­ жи, а затем «сгущают» ее, т. е. бурят новые скважины между уже су­ ществующими. Во втором — первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваются скважины на других участках.

«Сгущающуюся» схему применяют при разбуривании и разработ­ ке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов, а «ползущую» — на месторождениях со слож­ ным рельефом местности.

Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости оттого, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глу­ бины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пласто­ вой жидкости и ряда других факторов.

Установление технологических режимов эксплуатациидобывающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конден­ сата). Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура газоили

vk126.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния экс­ плуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации по ре1улированию баланса пластовой энергии в за­ лежах должны содержать сведения о способах поддержания пласто­ вого давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.

Выбранная система разработки должна обеспечивать наибольшие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окру­ жающей среды при минимальных приведенных затратах.

РЕЗЮМЕ

Целью поисково-разведочных работ является выявление, оценка запасов и подготовка к разработке промышленных залежей нефти и газа. В ходе поисково-разведочных работ применяются геологиче­ ские, геофизические, гидрогеохимические методы, а также бурение скважин и их исследование.

Бурение — это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого се­ чения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во мно­ го раз превышает диаметр.

Процесс добычи нефти и газа включает в себя три этапа. Первый — движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусствен­ но создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторождений. Вто­ рой этап — движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых сква­ жин. Третий этап — сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. На этом этапе нефть, а так­ же сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направ­ ляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него от­ деляются пары воды, коррозионно активные (сероводород) и балласт­ ные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРСЫ И ЗАДАНИЯ

1. Охарактеризуйте особенности горных пород, в которых распо­ лагаются месторождения нефти и газа.

2. Дайте определение понятия «месторождение».

vkГлава.com/club1526850502. Разведка иразработ ка |нефтяныхиvk.com/id446425943газовыхместорож дений 12 7

3. Каковы основные условия образования месторождений нефти и

газа?

4.Назовите и охарактеризуйте основные методы поиска и развед­ ки нефтяных и газовых месторождений.

5.Охарактеризуйте основные этапы и стадии поисково-разведоч­ ных работ.

6.Назовите и охарактеризуйте элементы конструкции скважины.

7.Охарактеризуйте способы бурения скважин.

8.Приведите состав буровой установки и назначение ее элемен­

тов.

9.Назовите и охарактеризуйте основные этапы добычи нефти и

газа.

10.Какие существуют способы эксплуатации скважин и в чем их сущность?.

11.Охарактеризуйте основные системы сбора нефти на промыс­

лах.

12.В чем заключается промысловая подготовка нефти?

13.В чем состоят различия систем промыслового сбора нефти и

газа?

14.Какие процессы входят в промысловую подготовку газа?

ЛИТЕРАТУРА1

1. Бурение нефтяных и газовых скважин / В. Вадецкий. — М.: Ака­ демия, 2003.

2.Основы нефтегазового дела: Учебник / А А Коршак, А.М. Шаммазов. — 2-е изд., доп. и испр. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

3.Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды: Учеб, пособие /А А Ишмурзин, Р.А Храмов. —Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.

4.Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: Учеб, посо­ бие / М.М. Карибов, О.А Гумеров. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.

vkГЛАВА.com/club1526850503. ТРАНСПОРТИРОВКА| vk.com/id446425943НЕФТИ,

НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗА

3.1.1.Железнодорожный транспорт

3.1.2.Водный транспорт

3.1.3.Автомобильный транспорт

3.1.4.Трубопроводный транспорт

3.2.Трубопроводный транспорт нефти

3.2.1.Общие положения

3.2.2.Свойства нефти, влияющие на технологию ее транспорта

3.2.3.Классификация нефтепроводов

3.2.4.Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

3.2.5.Системы перекачки нефти

3.3.Трубопроводный транспорт нефтепродуктов

3.3.1.Развитие нефтепродуктопроводного транспорта в России

3.3.2.Свойства нефтепродуктов, влияющие на технологию их транспорта

3.3.3.Особенности трубопроводного транспорта нефтепродуктов

3.4.Трубопроводный транспорт газа

3.4.1.Единая система газоснабжения

3.4.2.Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта

3.4.3.Классификация магистральных газопроводов

3.4.4.Основные объекты и сооружения магистрального газопровода

3.4.5.Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов Резюме

Контрольные вопросы и задания Литература

3.1. С П О С О Б Ы ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ НЕФ ТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗА

В настоящее время для транспортирования энергоносителей ис­ пользуют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопровод­ ный транспорт.

3.1.1.Ж елезнодорожный транспорт

Транспортирование энергоносителей по железной дороге произ­ водится в специальных цистернах или в крытых вагонах в таре.

Конструктивно цистерна состоит из следующих основных частей: рамы, ходовой части, ударнотяговых устройств, тормозного оборудова­ ния, котла, внутренней и наружной лестниц, устройств крепления котла к раме, горловины и сливного прибора, предохранительной арматуры.

Различаю т следующие виды цистерн. Цистерны специального на­ значения в основном предназначены для перевозки высоковязких и

Глава 3. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа

129

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

высокопарафинистых нефтей и нефтепродуктов. Цистерны с паровой рубашкой отличаются от обычных тем, что нижняя часть у них снаб­ жена системой парового подогрева с площадью поверхности нагрева около 40 м2. Цистерны-термосы предназначены для перевозки подогретых высоковязких нефтепродуктов; они покрыты тепловой изоляцией, а внутри котла у них установлен стационарный трубча­ тый подогреватель с поверхностью нагрева 34 м2. Цистерны для сжи­ женных газов рассчитаны на повышенное давление (для пропана — 2 МПа, для бутана — 8 МПа).

Объем котла современных цистерн составляет от 54 до 162 куб. м, диаметр — до 3,2 м.

В качестве тары при перевозке нефтегрузов в крытых вагонах ис­ пользуются бочки (обычно 200-литровые) и бидоны. В бочках транс­ портируются светлые нефтепродукты и масла, а в бидонах — смазки.

Достоинствами железнодорожного транспорта являются:

1)возможность круглогодичного осуществления перевозок;

2)в одном составе (маршруте) могут одновременно перевозиться различные грузы;

3)нефть и нефтепродукты могут быть доставлены в любой пункт страны, имеющий железнодорожное сообщение;

4)скорость доставки грузов по железной дороге примерно в 2 раза выше, чем речным транспортом.

Кнедостаткам железнодорожного транспорта относятся:

1)высокая стоимость прокладки железных дорог;

2)увеличение загрузки существующих железных дорог и как следст­ вие — возможные перебои в перевозке других массовых грузов;

3)холостой пробег цистерн от потребителей нефтегрузов к их про­ изводителям.

3.1.2. Водный транспорт Широкое применение водного транспорта в нашей стране предо­

пределено тем, что по протяженности водных путей Россия занимает первое место в мире. Длина береговой морской линии России, вклю­ чая острова, составляет около 100 тыс. км. В нашей стране свыше 600 крупных и средних озер, а суммарная протяженность рек составляет около 3 млн км. Каналы имени Москвы, Волго-Донской, БеломорскоБалтийский и Волго-Балтийский связывают водные пути Европейской части России и порты Балтийского, Белого, Каспийского, Азовского и Черного морей.

Для перевозки нефтегрузов используются сухогрузные и налив­ ные суда. Сухогрузными судами груз перевозится непосредственно

Барж и
насосов.

vk130.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

на палубе (в основном, в бочках). Нефтеналивные суда перевозят нефть и нефтепродукты в трюмах, а также в танках (баках), размещенных на палубе.

Различают следующие типы нефтеналивных судов:

1)танкеры морские и речные;

2)баржи морские (лихтеры) и речные.

Танкер — это самоходное судно, корпус которого системой про­ дольных и поперечных переборок разделен на отсеки. Различают но­ совой (форпик), кормовой (ахтерпик) и грузовые отсеки (танки). Для предотвращения попадания паров нефти и нефтепродуктов в хозяй­ ственные и машинное отделения грузовые танки отделены от носово­ го и кормового отсеков специальными глухими отсеками (кофферда. мами). Для сбора продуктов испарения нефтегрузов и регулирования давления в танках на палубе танкера устроена специальная газоотвод­ ная система с дыхательными клапанами.

Все грузовые танки соединены между собой трубопроводами, про­ ходящими от насосного отделения по днищу танка. Кроме того, они оборудуются подогревателями, установками для вентиляции и про­ паривания танков, средствами пожаротушения и др.

Речные т анкеры в отличие от морских имеют относительно неболь­ шую грузоподъемность.

отличаются от танкеров тем, что не имеют собственных

М орские барж и (лихтеры) обычно служат для перевозок нефти и нефтепродуктов, когда танкеры не могут подойти непосредственно к причалам для погрузки-выгрузки. Их грузоподъемность составляет 10 000 т и более.

Р ечны е барж и служат для перевозки нефтепродуктов по внутрен­ ним водным путям. Поэтому их корпус менее прочен, чем у морских барж. Они бывают самоходными и несамоходными. Последние пере­ мещаются буксирами.

Характеристика типов танкеров, применяемых в настоящее время для перевозки сжиженных углеводородных газов, приведена в табл. 3.1.1.

Транспортирование сжиженных углеводородных газов танкерами является одним из наиболее дешевых видов водного транспорта.

Достоинствами водного транспорта являются:

1)относительная дешевизна перевозок;

2)неограниченная пропускная способность водных путей (особен­ но морских);

3)возможность завоза нефтепродуктов в отдаленные районы стра­ ны, не связанные железной дорогой с НПЗ.

vkД.com/club152685050 | vk.com/id446425943

131

г ава 3.

Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа

$

—----------------------------------------------------------------------------‘

Таблица

3.1.1

 

 

 

 

 

Типы танкеров для перевозки сжиженных газов________

 

 

Т и к ер ы с

Танкеры с теплоизолированным*

атмосферными резервуарам и

 

Tui танкера

резервуарами

резервуарами под пониженным

 

 

 

под давлением

давлением

(изотермические]

 

давлен и е

1,6

0.3..Д 6

0,1

 

nvr, МПа

 

 

-4 0 (пропан)

 

Температура

+45

-S ..+5

-103 (этилен)

 

с у г л с

 

 

-163 (метан)

 

Кнедостаткам водного транспорта относятся:

1)сезонность перевозок по речным и частично морским путям, что вызывает необходимость создавать большие запасы нефтегрузов;

2)медленное продвижение грузов (особенно вверх по течению рек);

3)невозможность полностью использовать тоннаж судов при не­ обходимости переброски специальных нефтепродуктов в не­ больших количествах;

4)порожние рейсы судов в обратном направлении.

3.1.3. Автомобильный транспорт

Автотранспортом можно перевозить все типы углеводородных жидкостей. В нашей стране его применяют для транспортирования нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов. Автомобильный транспорт используется для завоза нефтегрузов потребителям, уда­ ленным на небольшое расстояние от источников снабжения (налив­ ных пунктов, складов и баз). Например, автотранспортом отгружают­ ся нефтепродукты с нефтебаз в автохозяйства, на автозаправочные станции и сельские склады горючего.

Автоперевозки нефтегрузов осуществляются в таре (нефтепродук­ ты — в бочках, канистрах, бидонах; сжиженные углеводородные газы — в баллонах), а также в автомобильных цистернах. Автомобиль­ ные цистерны классифицируют:

по типу базового шасси: автомобили-цистерны, полуприцепыцистерны, прицепы-цистерны;

по виду транспортируемого продукта: для топлив, для масел, для’ мазутов, для битумов, для сжиженных газов;

по вместимости: малой (до 2т); средней (2...5т); большой (5... 15т);

особо большой (более 15т).

Достоинствами автомобильного транспорта нефтегрузов являются:

1)большая маневренность;

2)быстрота доставки;

vk132.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

3) возможность завоза грузов в пункты, значительно удаленные от водных путей или железной дороги;

4) всесезонность.

К его недостаткам относятся:

1)ограниченная вместимость цистерн;

2)относительно высокая стоимость перевозок;

3)наличие порожних обратных пробегов автоцистерн;

4)значительный расход топлива на собственные нужды.

3.1.4. Трубопроводный транспорт

В зависимости от вида транспортируемого продукта различают сле­ дующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопрово­ ды для транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов:

подводящих трубопроводов;

головной и промежуточных перекачивающих станций;

линейных сооружений;

конечного пункта.

Более подробно о них будет рассказано ниже.

Основными достоинствами трубопроводного транспорта явля­ ются:

1) возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние — это кратчайший путь между начальным

иконечным пунктами;

2)бесперебойность работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года

исуток;

3)наибольшая степень автоматизации;

4)высокая надежность и простота в эксплуатации;

5)разгрузка традиционных видов транспорта.

Кнедостаткам трубопроводного транспорта относятся:

1)большие первоначальные затраты на сооружение магистраль­ ного трубопровода, что делает целесообразный применение

трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;

2)определенные ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;

3)«жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для органи­ зации снабжения энергоносителями новых потребителей нуж­ ны дополнительные капиталовложения.

vkЛ.com/club152685050-

| vk.com/id446425943

 

г %ва 3.

Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа

133

я

_________________________________________________________________

 

"Т Р У Б О П Р О В О Д Н Ы Й ТРАНСПОРТ НЕФТИ

3.2.1.Общие положения

Современное состояние системы нефтепроводного транспорта России сложилось, с одной стороны, в ходе ее постепенного развития на протяжении последних 50 лет, а с другой, в результате разделения единой системы нефтеснабжения на национальные подсистемы при распаде СССР.

Первоначальный, достаточно длительный период, когда нефте­ переработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончил­ ся в начале 60-х годов. Его итогами были, как правило, локальные сети нефтеснабжения Волго-Уральского региона, сформированные нефте­ проводами диаметром до 500 мм и небольшой протяженности, а так­ же первый экспортный нефтепровод «Дружба-1».

С момента открытия и начала разработки нефтяных месторожде­ ний Западной Сибири основной концепцией стало размещение нефте­ переработки в местах массового потребления нефтепродуктов, отда­ ленных от мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия по­ требовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 1020... 1220 мм, которые в основном определяют нынешний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ. После распада

СССР в остальных странах оказались локальные нефтепроводы, либо транзиты, обслуживающие Россию.

Современная сеть нефтепроводов России, по которым нефть различ­ ных месторождений поступает на отечественные НПЗ и на экспорт, со­ ставлена из трубопроводов следующих основных направлений (рис. 3.2.1):

северо-западного (Альметьевск-Горький-Рязань-Москва; Горь- кий-Ярославль-Кириши);

«Дружба» (Куйбышев-Унеча- Мозырь-Брест; Мозырь-Броды- Ужгород; Унеча-Полоцк-Венспилс);

западного (Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск; Нижневар- товск-Курган-Куйбышев; Сургут-Горький-Полоцк);

восточного (Александровское-Анжеро-Судженск-Красноярск- Иркутск);

южного (Усть-Балык-Омск-Павлодар);

юго-западного (Куйбышев-Лисичанск-Кременчуг-Херсон; Куй- бышев-Тихорецк-Новороссийск; Тихорецк-Туапсе).

Управление российскими нефтепроводами осуществляет акцио­ нерная компания «Транснефть».

В состав Компании входит 11 нефтепроводных предприятий, в том числе: Балтнефтепровод (г. С.-Петербург), Верхневолжскнефтепро-

vk.134com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазовое

1АРДЖОУ

вентспиле

Глава 3. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа

135

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

в0д (г. Нижний Новгород), МН «Дружба» (г. Брянск), Центрсибнефтепровод (г. Томск), Приволжскнефтепровод (г. Самара), Северные МН (г. Ухта), Северо-Западные МН (г. Бугульма), Сибнефтепровод (г.Тюмень), Транссибнефтепровод (г. Омск), Уралсибнефтепровод (г. Уфа), Черномортранснефть (г. Новороссийск), а также Институт по проектированию магистральных трубопроводов «Гипротрубопровод»1 Институт «ВНИИСТ», Центр технической диагностики «Диа­ скан», атакже предприятия: ОАО «Связьтранснефть», ОАО «Волжский подводник», ОАО ЦУП «Стройнефть», ЗАО «Центр МО», ЗАО «Стра­ ховая компания «Транснефть», ООО «Торговый дом «Транснефть»,

ООО «Транспресс», Негосударственный пенсионный фонд «Транс­ нефть», «Транснефть ЮКЛимитед», ООО «Транснефтьлизинг».

Нефтепроводные предприятия большинства государств, ставших независимыми после распада СССР, фактически продолжают коор­ динировать свою деятельность с компанией.

В настоящ ее время «Транснефть» эксплуатирует порядка 48,7 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 339 нефтеперекачивающих станций, 856 резервуаров общей емкостью 13,5 млн куб. м. Магистральные трубопроводы диаметром 800... 1220 мм составляют более половины протяженности трубопро­ водов системы и обеспечивают транспорт 93% добываемой в России нефти. Средний диаметр нефтепроводов АК «Транснефть» составля­ ет свыше 800 мм; средняя дальность перекачки равна 2300 км; 20% дей­ ствующих нефтепроводов базируется на месторождениях нефти в За­ падной Сибири.

Действующие нефтепроводы имеют достаточно солидный «воз­ раст»: до 20 лет эксплуатируются 45,7% из них, от 20 до 30 лет — 29%, свыше 30 лет — 25,3%. В связи с этим актуальными являются вопросы их обслуживания и ремонта. Практически весь комплекс профилак­ тических и ремонтно-восстановительных работ на всех объектах ма­ гистральных нефтепроводов компания выполняет собственными си­ лами и средствами. В состав нефтепроводных предприятий входят 190 аварийно-восстановительных пунктов, 71 ремонтно-восстанови­ тельная колонна для выполнения капитального ремонталинейной час­ ти, 9 центральных (региональных) баз производственного обслужи­ вания и ремонта и 38 баз производственного обслуживания. С мая 1991 г. функционирует Центр технической диагностики магистраль­ ных нефтепроводов.

Втабл. 3.2.1 приведены сведения о крупнейших нефтепроводах в сис­ теме АК «Транснефть». Для сравнения в табл. 3.2.2 дана информация о крупнейших нефтепроводах в различных странах мира. Как видно из

vk136.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

сравнения данных таблиц, крупнейшие нефтепроводы мира сосредото­ чены, в основном, в нашей стране. А сама система нефтепроводов АК «Транснефть» является уникальной и не имеет аналогов в мире.

Таблица 3.2.1

Крупнейшие нефтепроводы в системе АК «Транснефть»

Н еф те пр ово д ы

Диаметр

Длина, км

Год ввода в

эксплуатацию

Туймазы — Омск — Новосибирск — Красноярск — Иркутск

720

3662

1959-64

«Дружба» (первая нитка)

529-1020

5500

1962-64

«Дружба» (вторая нитка)

529-720

4500

1966

Устъ-Балык— Омск

1020

964

1967

Узень — Г\рьев — Куйбышев

1020

1500

1971

Уса — Ухта — Ярославль — М осква

720

1853

1975

Устъ-Балык — Курган — Уфа — Альметьевск

1220

2119

1973

Красноярск —

1220

1766

1973

Иркутск

 

 

 

Куйбышев — Тихореик Новороссийск

1220

1522

1979

НижневартовскКурган — Куйбышев

1220

2150

1976

Сургут Горький Полоцк

1020

3250

1979-81

 

 

Таблица 3.2.2

Крупнейшие нефтепроводы за рубежом

________

Нефтепровод

Трансаляскинский

Сальяко — Байе — Бланка

Р и о -д е -Ж а н е й р о — Белу — О р и зо н ти

Си ку ко — К овеньяс

Юж но е в р о п е й с ки й (п о р т Л ав е р т — С тр а сб ур г, К арлсруе)

Ц е н тр а л ь н о -Е в ро п е й ски й (Генуя — Ф е р р а д ы — Э гл и , Уильям)

Ю ж ноиранский Трансиракский

Трансаравийский (первая нитка)

Трансаравийский (вторая нитка) Восточно -А равийский Эджеле-Ла Скирра

Страна

Диаметр, мм

Длина, км

США

1220

1280

А ргентина

356

630

Бразилия

457

370

Колумбия

307

534

Западная

864

772

Европа

 

 

Западная

660

1000

Европа

 

600

Иран

305-762

Ирак

920

550

Саудовская

787

1200

Аравия

 

 

( » ,

1200

1210

-» в

254-914

1620

А лж ир

610

790

3.2.2. Свойства нефти, влияющие на технологию ее’транспорта

На технологию транспорта и хранения нефти в той или иной мере влияют ее физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость, пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность.

Плотность нефти при 20 °С колеблется в пределах от 760 до 940 кг/м 3 С увеличением температуры она уменьшается по закону пря­ мой. От правильного определения плотности нефти в резервуарах за­ висит точность ее учета, а в конечном счете — прибыль предприятия.

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 137

Вязкость — один из важнейших параметров нефти. От нее зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку нефти и др. Вязкость нефти России при 20 °С в 1,3...310,3 раз превышает вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ транспорти­ ровки нефти по трубопроводам. Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки, а высоковязкие нефти перекачивают одним из следующих способов: в смеси с маловязкими разбавителями, после предварительной механической или термической обработки, с предварительным подогревом и др. (подробнее эти способы рассмотрены ниже).

Температура застывания имеет существенное значение для транс­ портирования нефти, так как по мере приближения к ней фактиче­ ской температуры жидкости затрудняется или становится невозмож­ ным ее перемещение. Переход нефти из одного агрегатного состоя­ ния в другое совершается не при одной постоянной температуре, а в некотором интервале их значений. Поэтому температура застыва­ ния является условной величиной. Она зависит главным образом от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и смол.

Температурой застывания нефти принято считать температуру, при которой нефть, налитая в пробирку стандартных размеров, ос­ тается неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки под углом 45°. Температура застывания маловязкой нефти составляет до — 25 °С и поэтому ее можно транспортировать при температуре окру­ жающей среды. С увеличением содержания парафина температура застывания увеличивается. Для нефти полуострова Мангышлак она доходит до + 30 °С. Ее можно перекачивать только специальными ме­ тодами.

Испаряемость — свойство нефти и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей проис­ ходит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространст­ во над ними не будет полностью насыщено углеводородами. Скорость испарения нефти и нефтепродуктов зависит, в основном, от содер­ жания в них легких фракций (пропан, бутаны) и от температуры.

Пожаровзрывоопасность нефти и нефтепродуктов характеризу­ й ся способностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться.

Пожароопасность нефти и нефтепродуктов определяется величи­ нами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Под температурой вспышки паров понимают температуру, при которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют с воз­

vk1.3com/club1526850508 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

духом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламе­ ни. Углеводородные жидкости с температурой вспышки 61 °С и ниже относятся к легковоспламеняющимся, выше 61 °С — к горючим. Под температурой воспламенения понимаю т температуру, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит. Обычно темпера­ тура воспламенения на 10—50 "С выше температуры вспышки. Под

температурой самовоспламенения понимаю т температуру нагрева жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости от температуры воспламенения уста­ новлено пять групп пожароопасных смесей:

Т, > 450 °С; Т2 = 300—450 °С; Т3 = 200—300 °С; Т4 = 135—200 °С; Т5 = 100—135 "С.

Взрывоопасность нефти и нефтепродуктов характеризуется ве­ личинами нижнего и верхнего пределов взрываемое™. Нижний предел взрываемости — это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрывае­ мости. Для нефти и нефтепродуктов интервал взры ваемости составляет от 2 до 10%.

Электризация углеводородных жидкостей обусловлена их высо­ ким электрическим сопротивлением, т.е. диэлектрическими свойст­ вами. При трении их частиц между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статического электри­ чества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламе­ нения же достаточно разряда с энергией 4—8 кВт. От разрядов стати­ ческого электричества применяют, в основном, два метода защиты: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).

Токсичность нефти и нефтепродуктов заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной системы, измене­ ние кровяного давления и замедление пульса.

3.2.3. Классификация нефтепроводов

Нефтепроводом называется трубопровод, предназначенный для пе­ рекачки нефти. По назначению нефтепроводы делятся на три груп­

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 139

пы: внутренние, местные и магистральные. Внутренние нефтепрово­ ды находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), неф- ?ебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутри­ заводские). Протяженность их невелика. М ест ны е неф т епроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромы­ сел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысели пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяжен­ ность местных нефтепроводов больше, чем внутренних, и достигает несколькихдесятков и даже сотен километров. К магист ральны м неф т е­ проводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест по­ требления или перевалки на другой вид транспорта.

Подробная классификация нефтепроводов приведена в главе 8.

3.2.4. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следую­ щих комплексов сооружений (рис. 3.2.2):

подводящие трубопроводы;

головная и промежуточные нефтеперекачивающ ие станции (НПС);

конечный пункт;

линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с голов­ ными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена для приема нефти с промыслов, сме­ шения или разделения ее по сортам, учета нефти и ее закачки из ре­ зервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефте­ промыслов.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затрачен­ ной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения даль­ нейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трас­ се трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50...200 км).

Более подробные сведения об архитектурно-планировочных, кон­ структивных решениях НПС приведены в главе 13.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности орга­ низуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Грани-

vk140.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 141

па между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале экс­ плуатационного участка, является для него головной НПС, а промежу­ точная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка — конечным пунктом для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарны х парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протя­ женностью не более 600 км каждый.

Клинейным сооружениям магистрального нефтепровода относят­ ся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные за­ движки; 3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции ка­ тодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги ит. п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) верто­ летные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода. Подробнее о линейных сооружениях магистральных трубопроводов — в главе 8.

Т рубы м а ги ст р а л ьн ы х н еф т еп р о во д о в (а также нефтепродукте про­ водов и газопроводов) изготавливают из стали, так как это экономич­ ный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал.

По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и свар­ ные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопро­ водов диаметром до 529 мм, а сварные — при диаметрах 219 мм и выше.

Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. В связи с большим разнообразием климатических условий при строи­ тельстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и в северном исполнении. Трубы в обычном ис­ полнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0 °С и выше, температура строительства -40 °С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в север­ ных районах страны (температура эксплуатации —20... —40 °С, тем­ пература строительства —60 °С). В соответствии с принятым испол­ нением труб выбирается марка стали.

Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из угле­ родистых и низколегированных сталей.

Основными поставщиками труб большого диаметра (529... 1220 мм) Мя магистральных трубопроводов являются Челябинский трубопро­

vk142.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

катный, Харцызский трубный, Новомосковский металлургический и Волжский трубный заводы.

Трубопроводная арм ат ура предназначена для управления потока­ ми нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принципудействия арматура делится натри класса: запорная, регулирующая и предо­ хранительная.

Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекрытия се­ чения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) — для из­ менения давления или расхода перекачиваемой жидкости, предохра­ нительная (обратные и предохранительные клапаны) — для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимого давле­ ния, а также предотвращения обратных токов жидкости.

Задвижками называются запорные устройства, в которых проход­ ное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно задвижка представляет собой цельный литой или свар­ ной корпус, снабженный двумя патрубками для присоединения к тру­ бопроводу (с помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединен­ ный с запорным элементом и управляемый с помощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса гермети­ зируется с помощью сальникового уплотнения. По конструкции уплот­ нительного затвора задвижки делятся на клиновые и параллельные. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электропри­ водом.

Регуляторы давления — это устройства, служащие для автомати­ ческого поддержания давления на требуемом уровне. В соответствии с тем, где поддерживается давление — до или после регулятора, — раз­ личают регуляторы типа «до себя» и «после себя».

Предохранительными клапанами называю тся устройства, предот­ вращающие повышение давления в трубопроводе сверх установлен­ ной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полноподъем­ ные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышен­ ного давления в специальный сборный коллектор.

Обратным клапаном называется устройство для предотвращ ения обратного движения среды в трубопроводе. При перекачке нефти применяют клапаны обратные поворотные — с затвором, вращаю­ щимся относительно горизонтальной оси. Арматура магистральных нефтепроводов рассчитана на рабочее давление 6,4 МПа.

Средства защиты трубопроводов от коррозии. Трубопровод, уло­ женный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа______________ 14Л

землей — атмосферной. Оба вида коррозии протекают по электрохи­ мическому механизму, т. е. с образованием на поверхности трубы анод­ ных и катодных зон. Между ними протекает электрический ток, в результате чего в анодных зонах металл труб разрушается.

Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства ис­ пользуются изоляционные покрытия, к активным методам относит­ ся электрохимическая защита.

После ввода трубопровода в эксплуатацию производится регули­ ровка параметров работы системы их защиты от коррозии. При не­ обходимости с учетом фактического положения дел могут вводиться в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной за­ щиты, а также протекторные установки.

Более подробно об организации и технологиях защиты трубопро­ водов от коррозии в главе 17.

Насосно-силовое оборудование. Насосами называются гидравличе­ ские машины, которые служат для перекачки жидкостей. При трубо­ проводном транспорте нефти используются в основном центробежные насосы. Конструктивно (рис. 3.2.3) они представляют собой улитообразный корпус (элементами которого являются спиральная камера (3), всасывающий (2) и нагнетательный (4) патрубки), внутри которого вращается закрепленное на валу рабочее колесо (8). Последнее состоит

Рис. 3.2.3. Принципиальная схема насосной установки на базе центробежного насоса: 1 всасывающий трубопровод; 2 всасывающий патрубок насоса; 3 спиральная камера; 4 нагнетательный патрубок; 5 напорная задвижка; 6 напорный трубопровод; 7 мановакуумметр; 8 рабочее колесо; 9 манометр

vk.144com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

из двухдисков, между которыми находятся лопатки, загнутые в сторону, обратную направлению вращения.

Принцип работы центробежных насосов следующий. Из всасываю­ щего трубопровода через всасывающий патрубок жидкость поступает на быстровращающиеся лопатки рабочего колеса (8), где под действием центробежных сил отбрасывается к периферии насоса. Таким обра­ зом, механическая энергия вращения вала двигателя преобразуется в кинетическую энергию жидкости. Двигаясь по спиральной камере (3), жидкость попадает в расширяющийся нагнетательный патрубок (4), где по мере уменьшения скорости увеличивается давление жидкости. Далее через напорную задвижку (5) жидкость поступает в напорный трубопровод (6). Для контроля за работой насоса измеряют давление в его всасывающем и нагнетательном патрубках с помощью мановакууметра (7) и манометра (9).

Для успешного ведения перекачки на входе в центробежные насо­ сы должен поддерживаться определенный подпор. Его величина не должна быть меньше некоторого значения, называемого допустимым кавитационным запасом.

По величине развиваемого напора центробежные насосы магист­ ральных нефтепроводов делятся на основные и подпорные. В качестве основны х используются нефтяные центробежные насосы серии НМ.

Марка насосов расшифровывается следующим образом: Н — на­ сос, М — магистральный, первое число после букв — подача насоса (м3/ч) при максимальном кпд, второе число — напор насоса (м) при максимальном кпд. Насосы НМ на небольшую подачу (до 710 м3/ч) — секционные, имеют три последовательно установленных рабочих ко­ леса с односторонним входом жидкости. Остальные насосы являют­ ся одноступенчатыми и имеют рабочее колесо с двусторонним вхо­ дом, обеспечивающим разгрузку ротора от осевых усилий.

Основное назначение подпорны х н асосов — создание на входе в ос­ новные насосы подпора, обеспечивающего их устойчивую работу. При подачах 2500 м3/ч и более применяются подпорные насосы се­ рии НМП. При меньших подачах используются насосы серии НД (на­ сос с колесом двустороннего всасывания). Цифра в марке — это диа­ метр всасывающего патрубка, выраженный в дюймах. Применяются также насосы марки НПВ (Н — насос; П — подпорный; В — верти­ кальный) . Это одноступенчатые насосы, располагаемые ниже поверх­ ности земли в металлическом или бетонном колодце («стакане»).

В качестве привода насосов используются электродвигатели син­ хронного и асинхронного типа. В зависимости от исполнения электро­ двигатели могут быть установлены в общем зале с насосами или в по­

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 145

мещении, отделенном от насосного зала газонепроницаемой стеной. Взрывозащищенное исполнение электродвигателей, применяемых в общих залах нефтенасосных, достигается продувкой корпуса электро­ двигателя воздухом под избыточным давлением.

Основные и подпорные насосы устанавливаются соответственно в основной и в подпорной насосных.

При обычном исполнении электродвигателей их устанавливают в отдельном зале, герметично изолированном от насосного зала спе­ циальной стеной. В этом случае место прохождения через раздели­ тельную стену вала, соединяющего насос и электродвигатель, имеет конструкцию, препятствующую проникновению через него паров нефти.

Резервуары и резервуарные парки в системе магистральных нефте­ проводов служат:

для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

для учета нефти;

для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

Всоответствии с этим резервуарные парки размещаются:

на головной НПС;

на границах эксплуатационных участков;

в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или

сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода яв­ ляется либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перева­ лочной нефтебазы или пункта налива.

Подробнее о конструктивных и планировочных решениях резер­ вуаров и резервуарных парков, а также технологии их сооружения —

вглаве 18.

3.2.5.Системы перекачки нефти

В зависимости от того как организовано прохождение нефти че­ рез нефтеперекачивающие станции, различают следующие системы перекачки (рис. 3.2.4):

постанционная;

через резервуар станции;

с подключенными резервуарами;

из насоса в насос.

При постанционной системе перекачки нефть принимается пооче­ редно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую стан-

vk.com/club152685050146 | vk.com/id446425943Чагтт. t Г\. L

пипы иофпоэдзового дела

цию осуществляется из другого резервуара. Это позволяет организо­ вать учет перекачиваемой нефти на каждом перегоне между станция­ ми и благодаря этому своевременно выявлять и устранять возникаю­ щие утечки. Однако при этой системе перекачки значительны потери отиспарения.

Рис. 3.2.4. Системы перекачки: а) постанционная; б) через резер­ вуары; в) с подключенными резервуарами; г) из насоса в насос; I предыдущая НПС; I I последующая НПС; 1 резервуар; 2 на­ сосная станция

Система перекачки «через резервуар станции» исключает учет нефти по перегонам. Зато потери нефти от испарения меньше, чем при постанционной системе перекачки. Но все равно из-за усиленного перемешивания нефти в резервуаре ее потери отиспарения очень велики.

Более соверш енна система перекачки «с подключенными резер­ вуарами». Резервуары здесь, как и в предыдущих системах, обеспе­ чивают возможность перекачки на смежных перегонах с разными расходами. Но в данном случае основная масса нефти проходит, ми­ нуя резервуары, и поэтому потери от испарения меньше.

Наиболее предпочтительна с точки зрения сокращения потерь нефти система перекачки «из насоса в насос». В этом случае резервуары промежуточных станций задвижками отключаются от* магистрали и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта. Однако при этой системе перекачки все станции должны вести перекачку с одинаковыми расходами. Это не страшно при нормальной работе всех станций. Однако выход из строя одной из станций (например, из-за нарушения электроснабжения) на трубопроводах большой протяженности вынуждает останавливать и часть других, что

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 147

отрицательно сказывается на работе трубопровода и насосно-силово­ го оборудования. Именно поэтому нефтепроводы большой протяжен­ ности, работающие по системе «из насоса в насос», делят на эксплуа­ тационные участки, разделенные резервуарными парками.

В настоящее время система перекачки «через резервуар станции» не применяется. Постанционная система перекачки используется на коротких нефтепроводах, имеющих только одну головную нефтепе­ рекачивающую станцию. На протяженных нефтепроводах одновре­ менно применяются сразу несколько систем перекачки.

На рис. 3.2.5 показана схема прохождения нефти по эксплуатаци­ онному участку современного нефтепровода.

 

В следующий

Спромыслов

эксплуатационный

 

участок

Рис. 3.2.5. Схема прохождения нефти по эксплуатационномуучастку современного нефтепровода: ГНС головная нефтеперекачи­ вающая станция; ПНС промежуточная нефтеперекачивающая станция

Из нее видно, что система перекачки «из насоса в насос» применя­ ется только на промежуточных нефтеперекачивающих станциях, рас­ положенных внутри эксплуатационного участка (ПНС 1 и ПНС 2). На головной нефтеперекачивающей станции (ГНС) применяется постан­ ционная система перекачки, а на станции, расположенной в конце эксплуатационного участка, — система перекачки «с подключенными резервуарами».

3.2.6. Перекачка высоковязкой и высокозастывающей нефти В настоящее время добываются значительные объемы нефти, обла­

дающей высокой вязкостью при обычных температурах или содержа­ щей большое количество парафина и вследствие этого застывающей

vk148.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

при высоких температурах. Перекачка такой нефти по трубопроводам обычным способом затруднена. Поэтому для ее транспортировки применяют специальные методы:

перекачку с разбавителями;

гидротранспорт высоковязкой нефти;

перекачку термообработанной нефти;

перекачку нефти с присадками;

перекачку предварительно подогретой нефти.

Перекачка высоковязкой и высокозастывающей нефти с разба­ вителями является одним из эффективных и доступных способов улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей. В качестве углеводородных разбавителей используют га­ зовый конденсат и маловязкие нефти.

Использование разбавителей позволяет довольно существенно снизить вязкость и температуру застывания нефти. Это связано с тем, что, во-первых, понижается концентрация парафина в смеси, так как часть его растворяется легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, при наличии в разбавителе асфальто-смолистых веществ последние, адсорбируясь на поверхности кристаллов парафина, препятствуют образованию прочной структурной решетки.

В общем случае выбор типа разбавителя производится с учетом эф ­ фективности его воздействия на свойства высоковязкой и высокоза­ стывающей нефти, затрат на получение разбавителя, его доставку на головные сооружения нефтепровода и на смешение.

Гидротранспорт высоковязкой и высокозастывающей нефти мо­ жет осуществляться несколькими способами:

• перекачка нефти внутри водяного кольца. Однако широкого рас­ пространения данный способ транспорта не получил из-за слож­ ности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхно­ сти труб. Кроме того, в результате отложения парафина нарез­ ка засоряется и водяное кольцо у стенки не формируется, что резко ухудшает параметры перекачки;

• перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа «нефть в воде». Сущность этого способа состоит в том, что высоковяз­ кая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в* такой про­ порции, чтобы образовалась эмульсия типа «нефть вводе». В этом случае капли нефти окружены водяной пленкой и поэто­ му контакта нефти со стенкой трубы не происходит. Для стаби­ лизации эмульсий и придания стенкам трубопровода гидрофиль­ ных свойств, т. е. способности удерживать на своей поверхно­ сти воду, в них добавляют поверхностно-активные вещества

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 149

(ПАВ). Устойчивость эмульсии типа «нефть в воде» зависит оттипа и концентрации ПАВ, температуры, режима течения потока, со­ отношения воды и нефти в смеси. Недостатком данного способа гидротранспорта является опасность инверсии фаз, т. е. превра­ щения эмульсии «нефть в воде» в эмульсию «вода в нефти» при изменении скорости или температуры перекачки. Такая эмуль­ сия имеет вязкость даже большую, чем вязкость исходной нефти. Кроме того, при прохождении эмульсии через насосы она очень интенсивно перемешивается и впоследствии ее сложно разделить на нефть и воду;

• послойная перекачка нефти и воды. В этом случае вода, как более тяжелая жидкость, занимает положение у нижней образующей трубы, а нефть — у верхней. Поверхность раздела фаз в зависи­ мости от скорости перекачки может быть как плоской, так и кри­ волинейной. Уменьшение гидравлического сопротивления тру­ бопровода в этом случае происходит в связи с тем, что часть нефти контактирует не с неподвижной стенкой, ас движущейся водой. Данный способ перекачки также не может быть приме­ нен на трубопроводах с промежуточными насосными станция­ ми, так как это привело бы к образованию стойких водонефтя­ ных эмульсий.

Перекачка термообработанной нефти, как и перекачка с разба­ вителями, осуществляется при температуре окружающей среды. Та­ кой способ транспортировки возможен потому, что перед закачкой в трубопровод нефть подвергается т ерм ообработ ке — тепловой об­ работке, предусматривающей ее нагрев до температуры, превышаю­ щей температуру плавления парафинов, и последующее охлаждение с заданной скоростью, для улучшения реологических параметров. Эффективность термообработки зависит от температуры подогрева, скорости охлаждения и состояния нефти (статика или динамика) в процессе охлаждения. Оптимальная температура подогрева при тер­ мообработке находится экспериментально, наилучшие условия охла­ ждения — в статике.

Перекачка с присадками предусматривает введение в поток вы­ сокомолекулярных веществ, улучшающих реологические свойства высоковязкой нефти. Присадки вводятся в нефть при температуре 60—70 "С, когда основная масса парафинов находится в растворен­ ном состоянии. При последующем охлаждении молекулы присадок адсорбируются на поверхности выпадающих из нефти кристаллов па­ рафина, мешая их росту. В результате образуется текучая суспензия кристаллов парафина в нефти.

vk150.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Наиболее распространенным способом трубопроводного транспор­ та высоковязкой и высокозастывающеи нефти в настоящее время яв­ ляется их перекачка с подогревом («горячая перекачка»).

В этом случае резервуары оборудованы системой подогрева неф ­ ти до температуры, при которой возможна ее откачка подпорными насосами. Они прокачивают нефть через дополнительные подогрева­ тели и подают на прием основных насосов. Ими нефть закачивается в магистральный трубопровод.

По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе тру­ бопровода через каждые 25—100 км устанавливают пункты подогре­ ва. Промежуточные насосные станции размещают в соответствии с гидравлическим расчетом, но обязательно совмещают с пунктами подогрева, чтобы облегчить их эксплуатацию. В конце концов нефть закачивается в резервуары конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.

В настоящее время в мире эксплуатируются более 50 «горячих» ма­ гистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепро­ вод «Узень — Гурьев — Куйбышев».

3.3. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТЕПРОДУКТОВ

3.3.1. Развитие нефтепродуктопроводного транспорта в России

Эксплуатацию сети нефтепродуктопроводов России (рис. 3.3.1) осу­ ществляет акционерная компания «Транснефтепродукт».

Всостав компании входит 8 производственных предприятий, про­ изводящих перекачку нефтепродуктов: Мостранснефтепродукт (г. Моск­ ва), Петербургтранснефтепродукт(г. С.-Петербург), Рязаньтранснефтепродукт (г. Рязань), Северо-Кавказский Транснефтепродукт (г. Ар­ мавир), С ибтранснеф тепродукт (г. Омск), Средне-Волжский Транснефтепродукт (г. Казань), Уралтранснефтепродукт (г. Уфа), Юго-Запад Транснефтепродукт (г. Самара), а также ряд специализи­ рованных предприятий, в том числе: институт «Нефтепродуктпроект» (г. Волгоград), предприятие «Подводспецтранснефтепродукт» и пред­ приятие производственной связи «Телекомнефтепро^укт», ООО

«Спецтранснефтепродукт», ОАО «Торговый Дом Транснефтепро­ дукт», ООО «Балттранснефтепродукт».

Внастоящее время протяженность системы нефтепродуктопрово­ дов АК «Транснефтепродукт» составляет 20,02 тыс. км, в том числе: магистральных нефтепродуктопроводов — 14,96 тыс. км, отводов — 5,06 тыс. км. К системе нефтепродуктопроводов подключены Омский,

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 151

С хем а н еф т еп р о д у к т о п р о в о д о в О А О А К «Т р а н сн еф т еп р о д ук т »

3.3А .

vk152.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

четыре Башкирских, три Самарских, Нижнекамский, Нижегородский, Рязанский, Московский, Киришский, Мозырьский и Полоцкий НПЗ, 10 пунктов налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, 55 пунктов налива на автомобильный транспорт, 267 нефтебаз, расположенных как на территории России, так и в странах ближнего зарубежья (Украина, Беларусь, Латвия, Казахстан), 95 штук перекачи­ вающих насосных станций. Объем транспорта нефтепродуктов в 2003 г. составил 26,9 млн т (увеличение на 5,1% по сравнению с 2002 г. — 25,6 млн т), в том числе на экспорт 17,6 млн т (увеличение на 9,3% по сравнению с 2002 г. — 16,1 млнт).

Более 100 перекачивающих и наливных станций, оборудованных системами автоматики и телемеханики, резервуарными парками об­ щей вместимостью 4,8 млн куб. м, обеспечивают надежное переме­ щение нефтепродуктов по всей системе МНПП и доставку их прак­ тически во все регионы России, а также в страны ближнего и дальне­ го зарубежья.

3.3.2. Свойства нефтепродуктов, влияющие на технологию их транспорта

По нефтепродуктопроводам перекачивают следующие светлые нефтепродукты: автомобильные бензины, дизельные топлива, керо­ син, топливо для реактивных двигателей, топливо печное бытовое.

Плотность светлых нефтепродуктов при 20 °С находится в пре­ делах от 725 до 860 к г/м 3. С увеличением температуры она умень­ шается.

Вязкость светлых нефтепродуктов при 20 "С в 8 раз может пре­ восходить вязкость воды. Она уменьшается при увеличении темпе­ ратуры.

Испаряемость нефтепродуктов находится в прямо пропорциональ­ ной зависимости от давления насыщенных паров, под которым пони­ мают давление, создаваемое парами нефтепродукта в газовой фазе, соответствующее моменту прекращения испарения. Наибольшей ис­ паряемостью обладают бензины. В результате их потери от испаре­ ния в одинаковых условиях больше, чем нефти. Дизельные топлива, керосины, топливо печное бытовое относятся к малоиспаряющимся жидкостям. Это учитывают при выборе оборудования резервуаров. С целью уменьшения потерь нефтепродуктов резервуары с дизель­ ным топливом, керосином, топливом печным бытовым достаточно оснастить дыхательной арматурой, а резервуары с бензином обору­ довать понтонами или плавающими крышами.

Рассмотрим краткую характеристику нефтепродуктопроводов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

153

Глава 3. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа

 

Нефтепродуктопроводом (НПП) называется трубопровод, предназна­ ченный для перекачки нефтепродуктов.

Современные нефтепродуктопроводы представляют собой слож­ ную разветвленную систему, которая в общем случае состоит из ма­ гистральной части, подводящих и распределительных трубопроводов, сложных и простых отводов, головной и промежуточных перекачиваю­ щих станций (ПС), наливных и конечных пунктов.

Подводящие трубопроводы соединяют нефтеперерабатываю щ ие заводы с головной ПС разветвленного нефтепродуктопровода

(РНПП).

Головная перекачивающая станция (ГПС) — это комплекс соору­ жений, оборудования и устройств в начальной точке разветвленного нефтепродуктопровода, обеспечивающих прием, накопление, учет и закачку нефтепродуктов в трубопровод.

Промежуточная перекачивающая станция (ППС) — это комплекс сооружений, оборудования и устройств, расположенных в промежу­ точной точке РНПП и обеспечивающий дальнейшую перекачку неф ­ тепродуктов.

Наливные и конечные пункты являю тся пунктами сдачи неф те­ продуктов. Различают пункты налива железнодорожных и автомо­ бильных цистерн. Роль конечных пунктов выполняют нефтебазы.

Магистральная часть Н П П — это часть разветвленного нефтепро­ дуктопровода, имеющая ГПС, в резервуары которой нефтепродукты поступают, как правило, по подводящим трубопроводам непосредст­ венно с НПЗ. Магистральная часть отличается тем, что: 1) имеет в на­ чале резервуарный парк, рассчитанный на полную пропускную спо­ собность РНПП; 2) работает более продолжительное время, чем другие элементы линейной части РНПП; 3) к ней подключены распредели­ тельные трубопроводы и отводы.

Распределительные трубопроводы предназначены для поставки нефтепродуктов от магистрали к нефтебазам или наливным пунктам. В начале их предусматривается соответствующая резервуарная ем­ кость и собственная головная перекачивающая станция. На распре­ делительном трубопроводе большой протяженности может быть не­ сколько перекачивающих станций.

Отводом называют часть разветвленного нефтепродуктопровода, предназначенную для подачи нефтепродуктов непосредственно по­ требителям. На отводе перекачивающая станция отсутствует, а в его начале резервуарная емкость не предусматривается. Для отвода ха­ рактерны периодичность работы и относительно небольшая протя­ женность.

vk154.com/club152685050 | vk.Частьcom/id446425943I. Основы нефтегазового дела

По количеству труб различают однотрубный и многотрубный от­ воды, а по конфигурации — сложный и простой отводы. Однотруб­ ный отвод — это отвод, состоящ ий из одного трубопровода. Много­ трубный отвод включает в себя два и более параллельных трубопро­ водов. Сложный отвод в отличие от простого имеет разветвленную структуру.

Состав сооружений линейной части нефтепродуктопроводов, их классификация по диаметру и категории отдельных участков такие же, как у нефтепроводов.

На перекачивающих станциях НПП также устанавливаются ос­ новные и подпорные центробежные насосы. Из основных насосов ти­ па НМ на нефтепродуктопроводах наибольшее распространение по­ лучили насосы НМ 360-460, НМ 500-300, НМ 1250-260. Кроме того, на­ ходятся в эксплуатации многоступенчатые насосы НПС 200-700, консольные насосы НК 560/300, атакже насосы прошлых лет выпуска: 10Н8х4, 14Н12х2. Подпорные насосы представлены типами 8НДвН, 12НД.Н, ННД^Н. В качестве привода насосов используются синхрон­ ные и асинхронные электродвигатели в обычном и взрывобезопасном исполнении.

3.3.3. Особенности трубопроводного транспорта нефтепродуктов

Первые нефтепродуктопроводы были узкоспециализированными, т. е. служили для перекачки какого-то одного нефтепродукта (кероси­ нопровод, бензопровод и т. д.). Поскольку объемы перекачки каждо­ го отдельного нефтепродукта были невелики, то и диаметры нефте­ продуктопроводов были относительно малы.

С развитием трубопроводного транспорта стало ясно, что строить трубопроводы большего диаметра целесообразнее — в этом случае металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы, отнесенные к 1 т перекачиваемого нефтепродукта, меньше. Однако где взять соответствующее повышенному диаметру количество нефте­ продукта? Выход был найден в организации перекачки по одному тру­ бопроводу сразу нескольких жидкостей в виде следующих друг за другом партий. *

Метод последовательной перекачки заклю чается в том, что раз­ личные по свойствам нефтепродукты отдельными партиями опреде­ ленных объемов перекачиваются друг за другом по одному трубопро­ воду. Периодически повторяющаяся очередность следования нефте­ продуктов в трубопроводе называется циклом последовательной перекачки.

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 155

Последовательность партий нефтепродуктов в цикле формируется с учетом их состава, свойств и качества. Рекомендуется следующая последовательность нефтепродуктов в цикле:

1.Дизельное топливо летнее.

2.Дизельное топливо экспортное.

3.Дизельное топливо летнее.

4.Топливо для реактивных двигателей.

5.Дизельное топливо зимнее.

6.Дизельное топливо летнее.

7.Керосин или топливо печное бытовое.

8.Дизельное топливо летнее.

9.Автобензин А-98.

10.Автобензин А-95.

11.Автобензин А-93.

12.Автобензин А-92.

13.Автобензин А-76.

14.Автобензин А-72.

Далее цикл повторяется. При меньшей номенклатуре нефтепро­ дуктов в цикле следует придерживаться рекомендуемых пар контак­ тирующих жидкостей.

В период закачки в нефтепродуктопровод очередной партии како­ го-либо продукта другие нефтепродукты, поступающие с НПЗ, при­ нимаются в резервуары головной перекачивающей станции.

Особенностью последовательной перекачки является образование некоторого количества смеси в зоне контакта двух следующих друг за другом нефтепродуктов. Причиной смесеобразования является неравномерность осредненных местных скоростей по сечению трубо­ провода. Кроме того, некоторое количество смеси образуется при переключении задвижек на головной перекачивающей станции в пе­ риод смены нефтепродукта.

Для уменьшения объема смеси в отдельных случаях в зону контакта нефтепродуктов вводят специальные устройства — разделители (дис­ ковые, манжетные, шаровые идр.). Кроме того, наконечном пункте нефтепродуктопровода предусматриваются мероприятия по исправ­ лению и реализации получающейся смеси нефтепродуктов.

Успешное осуществление технологии последовательной перекач­ ки невозможно без четкого контроля за продвижением смеси. Мето­ д а и приборы контроля последовательной перекачки основаны на раз­ личии свойств перекачиваемых жидкостей. Контроль осуществляют по изменению плотности, вязкости, диэлектрической постоянной, скорости распространения ультразвука идр. В отдельных случаях в зо­

vk156.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть 1\ Основы нефтегазового дела

ну контакта нефтепродуктов вводят вещество-индикатор, которое распределяется по длине зоны смеси в соответствии с изменением концентрации. В качестве таких индикаторов могут применяться ра­ диоактивные изотопы (кобальта, сурьмы, йода, бария), флуоресцент­ ные красители и др.

3.4. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА

3.4.1. Единая система газоснабжения

Единая система газоснабжения (ЕСТ) России — это широко раз­ ветвленная сеть магистральных газопроводов, обеспечивающих по­ требителей газом с газовых месторождений Тюменской области, Республики Коми, Оренбургской и Астраханской областей (рис. 3.4.1 /см. цветную вклейку/ и 3.4.2).

Протяженность газопроводов ЕГС составляет более 150 тыс. км. В нее входят 264 компрессорные станции, а общая мощность газопере­ качивающих агрегатов — 43,8 млн КВт. Кроме того, сегодня в группу Газпром входит 161 газораспределительная организация. Они обслу­ живают 403 тыс. км (75%) распределительных газопроводов страны и обеспечивают поставку 58% потребляемого газа (около 160 млрд куб. м) в 70% населенных пунктов России.

3.4.2. Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта

Основными свойствами газов, влияющими на технологию их транс­ порта по трубопроводам, являются плотность, вязкость, сжимаемость и способность образовывать газовые гидраты.

Плотность газов зависит от давления и температуры. Так как при движении по газопроводу давление уменьшается, то плотность газа снижается и скорость его движения возрастает. Таким образом, в от­ личие от нефте- и нефтепродуктопроводов транспортируемая среда в газопроводах движется с ускорением.

Вязкость газов в отличие от вязкости жидкостей изменяется пря­ мо пропорционально изменению температуры, т.е. при увеличении температуры она также возрастает, и наоборот. Это свойство исполь­ зуют на практике: охлаждая газы после компримирования, добива­ ются уменьшения потерь давления на преодоление сил трения в газо­ проводах.

Сжимаемость — это свойство газов уменьшать свой объем при уве­ личении давления. Благодаря свойству сжимаемости в специальных ем­ костях — газгольдерах высокого давления — можно хранить количе­ ство газа, в десятки раз превышающее геометрический объем емкости.

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 157

vk158.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть L Основы нефтегазового дела

Если газ содержит пары воды, то при определенных сочетаниях дав­ ления и температуры он образует гидраты — белую кристаллическую массу, похожую на лед или снег. Гидраты уменьшают, а порой и пол­ ностью перекрывают сечение газопровода, образуя пробку. Чтобы избежать этого, газ до закачки в газопровод подвергают осушке.

Охлаждение газа при дросселировании давления назы вается э ф ­ фектом Джоуля-Томсона. Интенсивность охлаждения характеризу­ ется одноименным коэффициентом Д., величина которого зависит от давления и температуры газа. Например, придавлении 5,15 М Паитемпературе О °С величина Д .= 3,8 град/МПа. Если дросселировать дав­ ление газа с 5,15 МПа до атмосферного, его температура вследствие проявления эффекта Джоуля-Томсона понизится примерно на 20 гра­ дусов.

3.4.3. Классификация магистральных газопроводов

Магистральным газопроводом (MI) называется трубопровод, пред­ назначенный для транспортировки газа, прошедшего подготовку из района добычи в районы его потребления. Движение газа по магист­ ральному газопроводу обеспечивается компрессорнымистанциями (КС), сооружаемыми по трассе через определенные расстояния.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубо­ провод, присоединенный непосредственно к МГ и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельнымх населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы классифицируются по величине ра­ бочего давления и по категориям. Их подробная классификация при­ ведена в главе 8.

3.4.4. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода

В состав МГ входят следующие основные объекты (рис. 3.4.3):

головные сооружения;

компрессорные станции;

газораспределительные станции (ГРС);

подземные хранилища газа;

линейные сооружения.

Н а головных сооружениях добы ваем ы й газ подготавливается к транспортировке (очистка, осушка и т. д.). В начальный период раз­ работки месторождений давление газа, как правило, настолько вели­ ко, что необходимости в головной компрессорной станции нет. Ее строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию.

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 159

Рис. 3.4.3. Схемамагистральногогазопровода: 1газосборные сети; 2 промысловый пункт сбора газа; 3 головные сооружения; 4 компрессорная станция; 5 газораспределительная станция; 6 подземные хранилища; 7 магистральный трубопровод; 8 ответвления от магистрального трубопровода; 9 линейная арматура; 10 двухниточный проход через водную преграду

Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кро­ ме того, на КС производится очистка газа от жидких и твердых при­ месей, а также его осушка.

Принципиальная технологическая схема компрессорной станции приведена на рис. 3.4.4. Газ из магистрального газопровода (1) через открытый кран (2) поступает в блок пылеуловителей (4). После очист­ ки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперека­ чивающими агрегатами — ГПА (5). Далее он проходит через аппара­ ты воздушного охлаждения — АВО (7) и через обратный клапан (8) поступает в магистральный газопровод (1).

Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, ком­ примирование и охлаждение, т. е. пылеуловители, газоперекачиваю­ щие агрегаты и АВО, называются основными. Для обеспечения их нор­ мальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т. д.

Г азоперекачиваю щ ие агрегат ы (ГП А) созданы на основе достиже­ ний современной техники и технологии и предназначены для сжатия и обеспечения транспортировки природного газа с заданными техно­ логическими параметрами на линейных компрессорных станциях и станциях подземных хранилищ газа (ПХГ).

vk160.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазовопа $ела

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 161

Основные типы ГПА рассмотрены в главе 10. Для подробного изу­ чения технических характеристик газоперекачивающих агрегатов ре­ комендуем обратиться к специальной литературе.

Необходимость в а п п а р а т а х для охлаж дения га за обусловлена сле­ дующим. При компримировании газ нагревается. Это приводит к уве­ личению его вязкости и соответственно затрат мощности на перекач­ ку. Кроме того, увеличение температуры газа отрицательно влияет на состояние изоляции газопровода, вызывает дополнительные продоль­ ные напряжения в его стенке.

Газ охлаждают водой и воздухом. При его охлаждении водой ис­ пользуют различные теплообменные аппараты (кожухотрубные, оро­ сительные, типа «труба в трубе»), которые с помощью системы тру­ бопроводов и насоса подключены к устройствам для охлаждения воды. Данный способ охлаждения газа используется, как правило, совмест­ но с поршневыми газомотокомпрессорами.

На магистральных газопроводах наиболее широкое распростране­ ние получил способ охлаждения газа атмосферным воздухом. Для этой цели применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа раз­ личных типов.

Конструктивно АВО представляет собой мощный вентилятор с диа­ метром лопастей 2...7 м, который нагнетает воздух снизу вверх, где по пучкам параллельных труб движется охлаждаемый газ. Для интенси­ фикации теплообмена трубы делают оребренными. В качестве при­ вода вентиляторов используются электродвигатели мощностью от 10 до 100 кВт.

Достоинствами АВО являются простота конструкции, надежность работы, отсутствие необходимости в предварительной подготовке хладагента (воздуха).

Газораспределительные станции сооружают в конце каждого ма­ гистрального газопровода или отвода от него.

Высоконапорный газ, транспортируемый по магистральному газо­ проводу, не может быть непосредственно подан потребителям, по­ скольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденса­ та), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией.

Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одори­ зация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС). Принципиальная схема ГРС приведена на рис. 3.4.5.

Р и с

3 .4 *5 . П ринц ип иальн ая схем а ГРС: / —

вх о дн о й т р уб о п р о во д ; 2

ф ильт р; 3 п о д о гр ева т ел ь газа;

4 —

к о н т р о л ьн ы й к лап ан ; 5 р е гу л я т о р

д а в л е н и я т и п а <tп о сл е

се б я » ; 6 р а с х о д о м е т р га за ; 7 —

о д о р и за т о р ; 8 — в ы х о д н о й т р у б о п р о в о д ; 9 м ан ом ет р; 10 — б а й п а с

р/1а д нефтегазовогоcom/id446425943Основы .I Часть .vk | com/club152685050162.vk

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 163

Газ по входному трубопроводу (1) поступает на ГРС. Здесь он после­ довательно очищается в фильтре (2), нагревается в подогревателе (3) и редуцируется в регуляторах давления (5). Далее расход газа измеряет­ ся расходомером (6) и в него с помощью одоризатора (7) вводится одорант — жидкость, придающая газу запах.

Необходимость подогрева газа перед редуцированием связана с тем, что дросселирование давления сопровождается (согласно эф ­ фекту Джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность за­ купорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами.

Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномер­ ности газопотребления. Использование подземных структур для хра­ нения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатраты и капиталовложения в хранилища.

Линейныесооружения газопроводов отличаются от аналогичных со­ оружений нефте- и нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кроме того, для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.

Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, адиаметр — от 150до 1420 мм. Боль­ шая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и ар­ матура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа.

3.4.5. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов

При сжижении природного газа его объем при атмосферном дав­ лении уменьшается более чем в 600 раз. Благодаря этому, можно зна­ чительно уменьшить диаметр трубопроводов для транспортировки больших объемов газа, получив значительную экономию капитало­ вложений.

Метан становится жидкостью при атмосферном давлении, если его охладить до — 162 °С. При давлении 5 МПа он останется жидкостью, если его температура не превысит — 85 °С. Таким образом, трубопро­ водный транспорт сжиженного природного газа (СПГ) возможен толь­ ко при низких температурах.

Перекачка сжиженного природного газа осуществляется следую­ щим образом. Газ с промыслов поступает на головной завод сжиже­ ния (ГЗС), где производится его очистка, осушка, сжижение и отде­ ление неконденсирующихся примесей.

Вблизи от ГЗС или даже непосредственно на его территории разме­ щается головная насосная станция (ГНС). В ее состав входят приемные емкости, подпорная и основная насосные, а также узел учета.

vk164.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Емкости служат для приема СПГ с завода, а также для хранения не­ которого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы тру­ бопровода. Как правило, на ГНС устанавливаются горизонтальные ци­ линдрические емкости высокого давления.

Перекачка сжиженных газов осуществляется центробежными на­ сосами, но других типов, чем применяемые при перекачке нефти и нефтепродуктов. Благодаря малой вязкости СПГ, мощность, потреб­ ляемая насосами, в этом случае меньше, чем при работе на воде. Но давление на входе в насосы должно быть значительно выше, чтобы предотвратить регазификацию СПГ.

Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под дав­ лением 4...5 МПа и при температуре — 100... 120 "С. Чтобы предотвра­ тить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды трубо­ проводы СПГ покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размеща­ ют промежуточные станции охлаждения. Промежуточные насосные станции (ПНС) располагаются на расстоянии 100. ..400 км друг от дру­ га. Это, как правило, больше, чем при перекачке нефти и нефтепро­ дуктов, так как СПГ имеет меньшую вязкость.

Центробежные насосы очень чувствительны к наличию газа в пе­ рекачиваемой жидкости: при его содержании более 2% происходит срыв их работы, т. е. перекачка прекращается. Чтобы предотвратить регазификацию СПГ, в трубопроводах поддерживают давление не менее чем на 0,5 МПа превышающее давление упругости его паров при температуре перекачки. Для этого на входе в промежуточные насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регулято­ ры давления типа «до себя». Кроме того, для отделения газовой фазы, которая может образоваться в нештатных ситуациях (снижение дав­ ления при остановках насосов, разрывах трубопровода и т. п.), перед насосами на насосных станциях устанавливают буферные емкости.

Вконце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище

иустановка регазификации сжиженного газа. Низкотемпературное хранилище служит для создания запасов СПГ, в частности, для ком­ пенсации неравномерности газопотребления. На установке регази­ фикации СПГ переводится в газообразное состояние перед его отпус­

ком потребителям.

>

По сравнению с транспортировкой природного газа в обычном со­ стоянии при перекачке СПГ общие металловложения в систему, вклю­ чая головной завод сжижения, низкотемпературное хранилище, уста­ новку регазификации, в 3...4раза меньше. Кроме того, уменьшается рас­ ход газа на перекачку, вследствие низкой температуры снижается интенсивность коррозионных процессов.

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа_______________ 165

Вместе с тем, данный способ транспортировки газа имеет свои не­

достатки:

1.Для строительства линейной части и резервуаров применяются стали с содержанием никеля до 9%. Они сохраняют работоспо­ собность в условиях низких температур перекачки, однако в 6 раз дороже обычной углеродистой стали.

2.Перекачка СПГ должна вестись специальными криогенными на­ сосами.

3.При авариях потери газа значительно больше, чем в случае его

транспортировки по обычной технологии.

Кроме природного, в сжиженном состоянии транспортируются и другие газы. Но наиболее широкое распространение получил трубо­ проводный транспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ): эта­ на, этилена, пропана, бутана и их смесей.

Основным сырьем для производства сжиженных углеводородных газов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконден­ сатных месторождений и газы нефтепереработки. Название сжижен­ ного углеводородного газа принимают по наименованию компонен­ тов, оставляющих большую его часть.

РЕЗЮ М Е

Управление российскими нефтепроводами осуществляет акцио­ нерная компания «Транснефть», которая эксплуатирует порядка 48,7 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 339 нефтеперекачивающих станций, 856 резервуаров общей емкостью 13,5 млн куб. м. Магистральные трубопроводы диаметром 800... 1220 мм составляют более половины протяженности трубопро­ водов системы и обеспечивают транспорт 93% добываемой в России нефти. Средний диаметр нефтепроводов АК «Транснефть» составля­ ет свыше 800 мм; средняя дальность перекачки равна 2300 км; 20% дей­ ствующих нефтепроводов базируется на месторождениях нефти в За­ падной Сибири.

Эксплуатацию сети нефтепродуктопроводов России осуществляет акционерная компания «Транснефтепродукт», протяженность систе­ мы нефтепродуктопроводов которой составляет 20,02 тыс. км, в том числе: магистральных нефтепродуктопроводов — 14,96 тыс. км, отвоАов — 5,06 тыс. км. К системе нефтепродуктопроводов подключены Омский, четыре Башкирских, три Самарских, Нижнекамский, Ниже­ городский, Рязанский, Московский, Киришский, Мозырьскийи Полоц­ кий НПЗ, 10 пунктов налива нефтепродуктов в железнодорожные

vk166.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

цистерны, 55 пунктов налива на автомобильный транспорт, 267 нефте­ баз, расположенных как на территории России, так и в странах ближ­ него зарубежья (Украина, Беларусь, Латвия, Казахстан), 95 пере­ качивающих насосных станций. Объем транспорта нефтепродуктов

в 2003 г. составил 26,9 млн т (увеличение на

5,1% по сравнению

с 2002 г. — 25,6 млн т), в том числе на экспорт

17,6 млн т (увеличение

на 9,3% по сравнению с 2002 г. — 16,1 млн т).

 

Единая система газоснабжения России — это широко разветвлен­ ная сеть магистральных газопроводов, обеспечивающих потребите­ лей газом с газовых месторождений Тюменской области, Республики Коми, Оренбургской и Астраханской областей. Протяженность газо­ проводов ЕГС составляет более 150 тыс. км. В нее входят 264 ком­ прессорные станции, а общая мощность газоперекачивающих агрега­ тов — 43,8 млн КВт. Крометого, сегодняв группу Газпром входит 161 газораспределительная организация. Они обслуживают 403 тыс. км (75%) распределительных газопроводов страны и обеспечивают поставку 58% потребляемого газа (около 160 млрд куб. м) в 70% населенных пунктов России.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Назовите и охарактеризуйте основные способы транспортиров­ ки нефти, нефтепродуктов и газа.

2.В чем заключаются достоинства и недостатки трубопроводного транспорта?

3.Какие свойства нефти влияют на технологию ее транспортировки?

4.Назовите основные объекты и сооружения магистрального тру­ бопровода.

5.Для чего предназначены промежуточные нефтеперекачивающие станции?

6.Назовите состав линейных сооружений магистрального трубо­ провода.

7.Чем линейные сооружения отличаются от наземных?

8.Зачем нужна защита трубопроводов от коррозии?

9.Какие существуют системы перекачки нефти? *

10.Каковы различия транспортировки нефти и нефтепродуктов?

11.Охарактеризуйте виды нефтепродуктов.

12.В чем заключаются различия состава объектов газо- и нефте­ проводов?

13.Какие процессы проводят на головных сооружениях газопромыслов?

vkГлава.com/club1526850503. Транспортировка нефти,| vkнефтепродуктов.com/id446425943и газа 167

ЛИТЕРАТУРА^

1. Основы нефтегазового дела: Учебник / А А. Коршак, А.М. Шаммазов. —2-еизд., доп. ииспр. —Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

2. Трубопроводный транспорт нефти / Под общ. ред. СМ . Вайн-

— Т. 1. —2002. штока. *. *• -------

3.Трубопроводный транспорт нефти /С М . Вайншток, В.В. Ново­ селов, А Д Прохоров и др. — Т. 2. — 2004.

4.Управление проектами трубопроводного строительства: Учеб, по­ собие для студентов вузов нефтегазового профиля / Ю.А. Горяй­ нов, Г.Г. Васильев, А.М. Ревазов и др.; Под общ. ред. Ю.А Горяйно­ ва. — М.: Лори, 2001.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1ЛАВА4,.. ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

4.1.Переработка нефти

4.1.1.Продукты переработки нефти

АЛ. 2. Основные этапы нефтепереработки

4.1.3.Типы нефтеперерабатывающих заводов

4.2.Переработка газов

4.2.1.Исходное сырье и продукты переработки газов

4.2.2.Основные объекты газоперерабатывающих заводов

4.3.Переработка углеводородного сырья

4.3.1.Краткие сведения о нефтехимических производствах

4.3.2.Основные продукты нефтехимии

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

4.1. ПЕРЕРАБОТКА НЕФ ТИ

4.1.1. Продукты переработки нефти При переработке нефти в настоящее время получают: 1) топлива;

2) нефтяные масла; 3) парафины, церезины, вазелины; 4) нефтяные битумы; 5) осветительные керосины; 6) растворители; 7) прочие нефте­ продукты (нефтяной кокс, сажу, консистентные смазки и др.).

Кчислу получаемого из нефти топлива относятся автомобильный

иавиационный бензины, а также реактивное, дизельное, газотурбин­ ное и котельное топливо. Рассмотрим основные из них.

Авт ом обильн ы й бензин применяется в карбюраторных двигателях.

Весь автомобильный бензин делится на следующие виды:

♦ летний, предназначенный для применения во всех районах, кро­ ме северных и северо-восточных, в период с 1 апреля по 1 ок­ тября; в южных районах — в течение всех сезонов;

• зимний, предназначенный для применения в течение всех сезо­ нов в северных и северо-восточных районах, и с 1 октября по 1 ап­ реля — в остальных районах.

Одной из важнейших эксплуатационных характеристик бензинов является их детонационная стойкость. Чем она больше, тем выше мо­

vkГлава.com/club1526850504. Переработка нефти, газа| vkи углеводородного.com/id446425943сырья 169

жет быть степень сжатия двигателя и соответственно будут больше его удельная мощность и ниже расход топлива.

Детонационная стойкость бензинов выражается в октановых чис­ лах, определяемых на специальных установках моторным (ГОСТ 51182) или исследовательским (ГОСТ 8226-82) методами. Октановое чис­ ло равно количеству изооктана в смеси с н-гептаном, эквивалентной по детонационной стойкости испытуемому бензину.

Для повышения детонационной стойкости бензинов и соответст­ венного повышения октанового числа в них вводят тетраэтилсвинец в количестве до 3,3 г на 1 кг бензина. Тетраэтилсвинец является ядо­ витым веществом. Поэтому при работе с этилированными бензина­ ми необходимо соблюдать меры предосторожности. В настоящее вре­ мя от него постепенно отказываются.

Промышленностью выпускается автомобильный бензин марок А-72, А-76, А-80, А-92, АИ-91, АИ-93, АИ-95 (А — автомобильный; цифры — октановое число; буква И указывает, что октановое число определено по исследовательскому методу).

Авиационны й бензин предназначен для применения в поршневых авиационных двигателях. Его марки — Б-91/115, Б-95/130, Б-92иБ-70 (Б — бензин; цифра в числителе — октановое число; цифра в знаме­ нателе — сортность на богатой смеси).

В настоящее время производство и потребление авиационного бен­ зина резко снизилось в связи с переходом авиации от поршневых двига­ телей к реактивным. Доля авиационного бензина составляет около 2% от общего производства бензина.

Д изельное т опливо используется в двигателях с воспламенением от сжатия и в некоторых типах газотурбинных двигателей. Для раз­ личных условий применения отечественная промышленность выра­ батывает топливо трех марок (ГОСТ 305-82):

Л (летнее) — для использования при положительной температу­ ре окружающего воздуха;

3 (зимнее) — для эксплуатации при температуре окружающего

воздуха до — 20 °С (температура застывания топлива не выше -35 °С) и до —30 °С (температура застывания топлива не выше

-45 °С);

А (арктическое) — для эксплуатации при температуре окружаю­ щего воздуха до — 50 °С.

Основными характеристиками дизельного топлива являются тем­ пература вспышки, температура застывания и содержание серы.

Температура, при которой пары топлива в смеси с воздухом вспы­ хивают при поднесении огня, называется температурой вспышки. Она

vk170.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

характеризует испаряемость и огнеопасность дизельного топлива. Для топлива марки Л температура вспышки должна быть не ниже 40 "С, а для марки 3 — не ниже 35 "С.

По содержанию серы различают дизельное топливо, в котором ее не более 0,2% по массе и в котором ее больше 0,2, но не более 0,5% по массе.

Сведения о температуре вспышки или застывания, а также о со­ держании серы содержатся в условном обозначении дизельного топ­ лива. Так, запись Л-0,2-40 означает, что это дизельное топливо летнее с массовой долей серы до 0,2% и температурой вспышки 40 °С. А за­ пись 3-0,2-35 означает, что это дизельное топливо зимнее с массовой долей серы до 0,2% и температурой застывания —35 МС.

Р еакт ивное т опливо используется в газотурбинных двигателях са­ молетов и вертолетов. Чтобы получать от бортового запаса топлива, ограниченного емкостью баков и начальным полетным весом само­ лета, больше энергии, необходимо, чтобы это топливо имело высокую теплоту сгорания. Из массовых и дешевых видов нефтяного топлива этим требованиям лучше всего удовлетворяют керосины.

В качестве т ракт орного т оплива используются керосины и лиг­ роины. Для газовых турбин, используемых в промышленности, энер­ гетике, водном и наземном транспорте, топливом служат мазуты и га­ зойли. В качестве котельного топлива применяется флотский мазут марок Ф5 и Ф12 (цифра — условная вязкость при 40 °0), а также то­ почный мазут марок М40, М100, М200.

Ассортимент выпускаемых нефтяных масел очень многообразен: моторные, индустриальные, цилиндровые, турбинные, компрессор­ ные, трансмиссионные, осевые, электроизоляционные и др.

М от орные м асла применяются для смазки авиационных, автомо­ бильных и дизельных двигателей; индуст риальные — для смазки про­ мышленного оборудования (машин и механизмов74; цилиндровые — для смазки золотников и цилиндров поршневых паровых машин; т ур­ бинные — для смазки и охлаждения подшипников различных турбо­ агрегатов и генераторов электрического тока; компрессорные — для смазки цилиндров, штоков и клапанов компрессоров, Bq3AyxcAyBOK и холодильных машин; трансмиссионные — для смазки зубчатых пе­ редач в большинстве машин и механизмов; осевы е —для смазки шеек осей железнодорожных вагонов, колесных пар тепловозов, парово­ зов и других узлов трения подвижного состава железнодорожного транспорта; элект роизоляционные (трансформаторные, конденсатор­ ные и кабельные) — для использования в качестве диэлектрика и охлаж­ дающей жидкости в электроустановках.

vkГлава.com/club1526850504. Переработка нефти, газа| vkи .углеводородногоcom/id446425943сыръя _____________ УИ

Товарные парафины используют в качестве сырья для производст­ ва синтетических кислот и спиртов, являющихся основой для произ­ водства моющих веществ. Парафин применяют в медицине, пищевой промышленности (тара и обертки из парафинированной бумаги и кар­ тона) , производстве спичек, свечей, древесноволокнистых плит и других

изделий.

Церезин применяют при производстве смазок, вазелинов, кремов и в качестве электроизоляционного материала.

Вазелины бывают естественные, искусственные, технические и медицинские. Естественный вазелин получают из парафинистых ма­ зутов. Искусственный вазелин — это смесь минерального масла и па­ рафина, технический — смесь парафина с индустриальным маслом, а медицинский — смесь белого церезина и парафина с парфюмерным маслом.

Нефтяные битумыприменяю тпри изготовлении гидроизоляцион­ ных и кровельных материалов, в дорожном строительстве.

Осветительные керосины применяю т для бытовых нужд. К растворителям, вырабатываемым из нефти, относятся:

а) бензин-растворитель БР-1, применяемый в резиновой промыш­ ленности;

б) уайт-спирит, применяемый в лакокрасочной промышленности; в) экстракционный бензин, применяемый в процессах экстракции. Нефтяной кокс применяют для изготовления электродов, в элек­ трометаллургической промышленности, сажу — в резиновой про­ мышленности, а также для изготовления карандашей, изоляционных материалов, копировальной бумаги, красок и т. д. К консистентным

смазкам относятся солидолы, технические вазелины и др.

4.1.2. Основные этапы нефтепереработки

Смомента поступления на нефтеперерабатывающий завод нефть

иполучаемые из нее нефтепродукты проходят следующие основные этапы:

1.Подготовка нефти к переработке.

2.Первичная переработка нефти.

3.Вторичная переработка нефти.

4.Очистка нефтепродуктов.

Схема, отражающая взаимосвязь этих этапов, приведена на рис. 4.1.1.

Подготовка нефти к переработке заключается в ее дополнитель­ ном обезвоживании и обессоливании. Необходимость дополнитель­ ной подготовки обусловлена тем, что для обеспечения высоких пока­ зателей работы установок по переработке нефти в них необходимо

Рис, 4.1.1. Технологические пот оки соврем енного Н П З (упрощ енная схема):

подгот овка неф т и

к переработке; Я — первичная перегонка нефти; — вт оричная переработ ка неф т и; I V — очислшт н ефт еп р одук т ов

дела нефтегазовогоcom/id446425943Основы .I Часть .vk | com/club152685050271.vk

vkГлава.com/club1526850504. Переработка нефти, газа| vkи.углеводородногоcom/id446425943сырья 173

подавать сырье с содержанием солей не более 6 г/л и воды 0,2%. Поэто­ му нефть, поступающую на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), под­ вергают дополнительному обезвоживанию и обессоливанию.

Доведение содержания воды и солей до требуемых показателей осуществляется на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ) сле­ дующим образом. Нефть несколькими потоками с помощью насосов прокачивается через подогреватели, где нагревается отработавшим паром. После этого в поток добавляется деэмульгатор, и нефть посту­ пает в отстойники, где от нее отделяется вода. Для вымывания солей в нефть добавляют щелочную воду. Основное ее количество затем от­ деляют в электродегидраторе первой ступени. Окончательное обез­ воживание нефти осуществляется в электродегидраторе второй сту­ пени.

Переработка нефти начинается с ее перегонки (первичная пере­ работка нефти). Нефть представляет собой сложную смесь большого количества взаимно растворимых углеводородов, имеющих различ­ ные температуры начала кипения. В ходе перегонки, повышая темпе­ ратуру, из нефти выделяют углеводороды, выкипающие в различных интервалах температур.

Для получения данных фракций применяют процесс, называемый

р ек т и ф и к а ц и е й и осущ ествляемый в р ек т и ф и ка ц и о н н о й колонне.

Ректификационная колонна представляет собой вертикальный ци­ линдрический аппарат высотой 20...30 м и диаметром 2...4 м. Внутрен­ ность колонны разделена на отдельные отсеки большим количеством горизонтальных дисков, в которых имеются отверстия для прохож­ дения через них паров нефти. Жидкость перемещается по сливным патрубкам.

Перед закачкой в ректификационную колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры 350...360 °С. При этом легкие угле­ водороды, бензиновая, керосиновая и дизельная фракции переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с температурой кипения выше 350 °С представляет собой мазут.

После ввода данной смеси в ректификационную колонну мазут сте­ кает вниз, а углеводороды, находящиеся в парообразном состоянии, поднимаются вверх. Кроме того, вверх поднимаются пары углеводо­ родов, испаряющиеся из мазута, нагреваемого в нижней части колон­ ны до 350 "С.

Поднимаясь вверх, пары углеводородов за счет контакта с жидко­ стью (орошением), подаваемой сверху, постепенно охлаждаются. По­ этому их температура в верхней части колонны становится равной Ю0...180°С.

vk174.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

По мере остывания паров нефти конденсируются соответствующие углеводороды. Технологический процесс рассчитан таким образом, что в самой верхней части колонны конденсируется бензиновая фракция, ниже — керосиновая, еще ниже — фракция дизельного топлива. Несконденсировавшиеся пары направляются нагазофракционирование, где из них получают сухой газ (метан, этан), пропан, бутан и бензиновую фракцию.

Перегонка нефти с целью получения указанных фракций (по то­ пливному варианту) производится на атмосферных трубчатых уста­ новках (АТ). Для более глубокой переработки нефти используются атмосферно-вакуумные трубчатые установки (АВТ), имеющие кро­ ме атмосферного вакуумный блок, где из мазута выделяют масля­ ные фракции (дистилляты), вакуумный газойль, оставляя в остатке гудрон.

Методы вторичной переработки нефти делятся на две группы — термические и каталитические.

К т ермическим м ет одам относятся термический крекинг, коксо­ вание и пиролиз.

Термический крекинг — это процесс разложения высокомолеку­ лярных углеводородов на более легкие при температуре 470...540 °С и давлении 4...6 МПа. Сырьем для термического крекинга является ма­ зут и другие тяжелые нефтяные остатки. При высоких температуре и давлении длинноцепочные молекулы сырья расщепляются. Продук­ ты реакции разделяются с получением топливных компонентов, газа и крекинг-остатка.

Коксование — это форма термического крекинга, осуществляемо­ го при температуре 450...550 °С и давлении 0,1...0,6 МПа. П риэтомполучаются газ, бензин, керосино-газойлевые фракции, а также кокс.

Пиролиз — это термический крекинг, проводимый при темпера­ туре 750...900 °С и давлении, близком к атмосферному, с целью полу­ чения сырья для нефтехимической промышленности. Сырьем для пи­ ролиза являются легкие углеводороды, содержащиеся в газах, бензи­ ны первичной перегонки, керосины термического крекинга, керосино-газойлевая фракция. Продукты реакции разделяются с по­ лучением индивидуальных непредельных углеводородов (этилен, про­ пилен и др.). Из жидкого остатка, называемого смолой пиролиза, мо­ гут быть извлечены ароматические углеводороды.

К кат алит ическим м ет одам относятся каталитический крекинг, риформинг.

Каталитический крекинг — это процесс разложения высокомоле­ кулярных углеводородов при температурах 450...500 "С и давлении

vkГлава.com/club1526850504. Переработка нефти, газа| vkи углеводородного.com/id446425943сырья 175

О2 МПа в присутствии катализаторов — веществ, ускоряющих реак­ цию крекинга и позволяющих осуществлять ее при более низких, чем при термическом крекинге, давлениях.

В качестве катализаторов используются, в основном, алюмосили­ каты и цеолиты.

Сырьем для каталитического крекинга являются вакуумный га­ зойль, а также продукты термического крекинга и коксования мазу­ тов и гудронов. Получаемые продукты — газ, бензин, кокс, легкий и тяжелый газойли.

Риформинг — это каталитический процесс перереботки низкоок­ тановых бензиновых фракций, осуществляемый при температуре око­ ло 500 °С и давлении 2...4 МПа. В результате структурных преобразо­ ваний октановое число углеводородов в составе катализата резко по­ вышается. Данный катализат является основным высокооктановым компонентом товарного автомобильного бензина. Кроме того, из ка­ тализата могут быть выделены ароматические углеводороды (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы).

Гидрогенизационными называются процессы переработки неф ­ тяных фракций в присутствии водорода, вводимого в систему извне. Гидрогенизационные процессы протекают в присутствии катализа­ торов при температуре 260...430 °С и давлении 2...32 МПа.

Применение гидрогенизационных процессов позволяет углубить переработку нефти, обеспечив увеличение выхода светлых нефтепро­ дуктов, а также удалить нежелательные примеси серы, кислорода, азота (гидроочистка).

Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси. Состав и концентрация примесей, содержащихся в дистиллятах, за­ висят от вида используемого сырья, применяемого процесса его пере­ работки, технологического режима установки. Для удаления вредных примесей дистилляты подвергаются очистке.

Для очистки светлых нефтепродуктов применяются следующие процессы:

1)щелочная очистка (выщелачивание);

2)кислотно-щелочная очистка;

3)депарафинизация;

4)гидроочистка;

5)ингибирование.

Щелочная очистка заключается в обработке бензиновых, керосино­ вых и дизельных фракций водными растворами каустической или каль­ цинированной соды. При этом из бензинов удаляют сероводород и час­

vk176.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового делек

тично меркаптаны, из керосинов и дизельного топлива — нафтеновые кислоты.

Кислотно-щелочная очистка применяется с целью удаления из дис­ тиллятов непредельных и ароматических углеводородов, а также смол. Заключается она в обработке продукта сначала серной кислотой, а затем — в ее нейтрализации водным раствором щелочи.

Депарафинизация используется для понижения температуры за­ стывания дизельных топлив и заключается в обработке дистиллята раствором карбамида. В ходе реакции парафиновые углеводороды об­ разуют с карбамидом соединение, которое сначала отделяется от про­ дукта, а затем при нагревании разлагается на парафин и карбамид.

Гидроочистка применяется для удаления сернистых соединений из бензиновых, керосиновых и дизельных фракций. Для этого в систему при температуре 350...430 °С и давлении 3...7 МПа в присутствии ката­ лизатора вводят водород. Он вытесняет серу в виде сероводорода.

Гидроочистку применяют также для очистки продуктов вторично­ го происхождения от непредельных соединений.

Ингибирование применяется для подавления реакций окисления и полимеризации непредельных углеводородов в бензинах термиче­ ского крекинга путем введения специальных добавок.

Для очистки смазочных масел применяют следующие процессы:

1)селективную очистку растворителями;

2)депарафинизацию;

3)гидроочистку;

4)деасфальтизацию;

5)щелочную очистку.

Селективными растворителями называют вещества, которые об­ ладают способностью извлекать при определенной температуре из нефтепродукта только какие-то определенные компоненты, не рас­ творяя других компонентов и не растворяясь в них.

Очистка производится в экстракционных колоннах, которые бы­ вают либо полыми внутри, либо с насадкой или тарелками различно­ го типа.

Для очистки масел применяют следующие растворители: фурфу­ рол, фенол, пропан, ацетон, бензол, толуол и др. С их*помощью из масел удаляют смолы, асфальтены, ароматические углеводороды и твердые парафиновые углеводороды.

В результате селективной очистки образуются две фазы: полезные компоненты масла (рафинат) и нежелательные примеси (экстракт).

Депарафинизации подвергают рафинаты селективной очистки, по­ лученные из парафинистой нефти и содержащие твердые углеводо­

vkГлава.com/club1526850504. Переработка нефти, газа| vkи углеводородного.com/id446425943сырья_____________ 177

роды. Если этого не сделать, то при понижении температуры масла теряют подвижность и становятся непригодными для эксплуатации.

Депарафинизация осуществляется фильтрацией после предвари­ тельного охлаждения продукта, разбавленного растворителем.

Целью гидроочистки является улучшение цвета и стабильности ма­ сел, повышение их вязкостно-температурных свойств, снижение кок­ суемости и содержания серы. Сущность данного процесса заключа­ ется в воздействии водорода на масляную фракцию в присутствии ка­ тализатора при температуре, вызывающей распад сернистых и других соединений.

Деасфальтизация полугудрона производится с целью их очистки от асфальто-смолистых веществ. Для разделения полугудрона на деасфальтизат (масляная фракция) и асфальт применяется экстракция легкими углеводородами (например, сжиженным пропаном).

Щелочная очистка применяется для удаления из масел нафтено­ вых кислот, меркаптанов, а также для нейтрализации серной кисло­ ты и продуктов ее взаимодействия с углеводородами, остающимися после деасфальтизации.

4.1.3. Типы нефтеперерабатывающих заводов

Ни один завод не может вырабатывать всю номенклатуру нефте­ продуктов, в которых нуждаются близлежащие потребители. Это свя­ зано с тем, что современные установки и производства проектируются на большую производительность, так как в этом случае они более эко­ номичны. Недостающие нефтепродукты завозятся с НПЗ, располо­ женных в других регионах.

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) бывают пяти основныхтипов:

1)топливный с неглубокой переработкой нефти;

2)топливный с глубокой переработкой нефти;

3)топливно-нефтехимический с глубокой переработкой нефти и производством нефтехимической продукции;

4)топливно-масляный;

5)энергонефтехимический.

На заводах первых двух типов вырабатывают в основном различ­ ные виды топлива. При неглубокой переработке нефти получают не более 35% светлых нефтепродуктов, остальное — топочный мазут. При глубокой переработке соотношение обратное. Это достигается при­ менением вторичных методов переработки нефти каталитического крекинга, коксования, гидрокрекинга идр.

На заводах топливно-нефтехимического типа вырабатывают не толь­ ко топливо, но и нефтехимические продукты. В качестве сырья исполь-

vk1 7 8.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

зуютлибо газы, получаемые при глубокой переработке нефти, или бензи­ новые и керосино-дизельные фракции первичной перегонки нефти.

На заводах топливно-масляного типа наряду с топливом выраба­ тывают широкий ассортимент масел, парафины, битум и другие про­ дукты.

Заводы энергонефтехимического типа строят при ТЭЦ большой мощности или вблизи нее. На таких заводах в процессе перегонки нефти отбирают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут направляют на ТЭЦ в качестве топлива. Полученные фракции светлых нефтепродуктов используют в качестве сырья для нефтехи­ мического производства.

4.2. ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВ

4.2.1. И сходное сырье и продукты переработки газов

Легкие углеводороды содержатся в природных горючих газах (чис­ то газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождениях), а также в газах, получаемых при переработке нефти.

Природные горючие газы состоят в основном из смеси парафино­ вых углеводородов. Кроме того, в их состав могут входить азот, угле­ кислый газ, пары воды, сероводород, гелий.

Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатываю­ щих заводах, которые строят вблизи крупных нефтяныхи газовых ме­ сторождений. Предварительно газы очищают от мехпримесей (час­ тиц пыли, песка, окалины и т. д.), осушают и очищают от сероводоро­ да и углекислого газа. Продуктами первичной переработки природных горючих газов являются газовый бензин, сжиженные и сухие газы, технические углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны.

Газы, получаемые при первичной и вторичной (особенно там, где используюттермокаталитические процессы) переработке нефти, кро­ ме предельных парафиновых углеводородов, содержат и непредель­ ные — олефины. Этим они отличаются от природных горючих газов.

4.2.2. Основные объекты газоперерабатывающих заводов

На газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с полным (законченным) технологическим циклом применяют пять основных технологических процессов:

1) прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т. д.) газа к пере­ работке;

2) компримирование газа до давления, необходимого для перера­ ботки;

vkГлава.com/club1526850504. Переработка нефти, газа| vkи.углеводородногоcom/id446425943сырья____________779

3)отбензинивание газа, т. е. извлечение из него нестабильного газо­ вого бензина;

4)разделение нестабильного бензина на газовый бензин и инди­ видуальные технически чистые углеводороды (пропан, бутаны, пентаны, н-гексан);

5)хранение и отгрузка жидкой продукции завода. Газоперерабатывающее производство может быть организовано

не только как ГПЗ, но и как газоотбеАзинивающая установка в соста­ ве нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтеперераба­ тывающего завода (НПЗ). Это делаемся, когда количество исходного сырья невелико.

Принципиальная технологическая схема ГПЗ приведена на рис. 4.2.1.

Рис. 4.2.1. П ринципиальная т ехнологическая схема ГП З: 1 — узел

зам ера количест ва газа; 2 — уст ан овк а очист ки газа; 3 — ком прес­ сорная ст анция 1-й ст упени; 4 — от бензиниваю щ ие уст ан овки;

5 — ком прессорная ст анция 2 -й

ст упени; 6 — газоф ракц и о ­

нирую щ ие уст ан овки ;

7 — т оварны й парк; 8 — пункт

от грузки

ж идкой продукции;

/ — пункт

приема газа; Я—

сухой га з

пот ребит елям; I I I — ж идкая продукция пот ребит елям

Газ поступает на пункт приема поддавлением 0,15.. .0,35 МПа. Здесь сначала производят замер его количества, а затем направляют в при­ емные сепараторы, где от газа отделяют механические примеси (пе­ сок, пыль, продукты коррозии газопроводов) и капельную влагу. Далее

vk180.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

газ поступает на установку очистки газа (2), где от него отделяют сероводород и углекислый газ.

Компрессорная станция 1-й ступени (3) предназначена для пере­ качки сырьевого («сырого») газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами (10 ГК, 10 ГКМ, 10 ГКН) или центробежными нагнетателями (К-380, К-980).

На отбензинивающих установках (4) сырьевой газ разделяют на нестабильный газовый бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Не­ стабильный бензин направляют на газофракционирующие установ­ ки (6). Отбензиненный («сухой») газ компрессорной станцией 2-й сту­ пени (5) закачивается в магистральный газопровод или реализуется местным потребителям. Сбросной газ используют для топливных нужд котельной и трубчатых печей.

Газофракционирующие установки (6) предназначены для разде­ ления нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и ин­ дивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения отка­ чивают в товарный парк (7), откуда впоследствии производится их отгрузка железнодорожным транспортом или по трубопроводам.

Отбензинивание газов. Для отбензинивания газов используются компрессионный, абсорбционный, адсорбционный и конденсацион­ ный методы.

Сущность ком прессионн ого м ет о д а заключается в,сжатии газа компрессорами и последующем его охлаждении в холодильнике. Уже при сжатии тяжелые компоненты газа частично переходят из газо­ вой фазы в жидкую. С понижением температуры выход жидкой фазы из сжатого газа возрастает.

Компрессионный метод применяют для отбензинивания «жирных» газов, в которых содержится более 1000 г/м3тяжелых углеводородов. Оптимальным для нефтяных газов является давление компримирова­ ния 2...4 МПа.

При абсорбц ион ном м ет о д е поглощение тяжелых углеводородов из газовых смесей осуществляется жидкими поглотителями (абсор­ бентами) . В качестве таких поглотителей могут быть использованы ке­ росин, дизельный дистиллят, масла. *

При физической абсорбции поглощаемые углеводороды не обра­ зуют химических соединений с абсорбентами. Поэтому обычно фи­ зическая абсорбция обратима, т. е. поглощенные компоненты можно выделить из абсорбентов. Этот процесс называется десорбцией. Че­ редование процессов абсорбции и десорбции позволяет многократ­ но применять один и тот же поглотитель.

vkГлава.com/club1526850504. Переработка нефти, газа| vkи.углеводородногоcom/id446425943сырья 181

Количество поглощенных газов при абсорбции увеличивается с по­ вышением давления и понижением температуры. Чем больше моляр­ ная масса компонентов газа, тем в большем количестве он поглоща­ ется одной и той же жидкостью.

Применение абсорбционного метода наиболее рационально для от­ бензинивания газов, содержащих от 200 до 300 г тяжелых углеводо­ родов в 1 куб. м.

Адсорбцией называется процесс поглощения одного или несколь­ ких компонентов из газовой смеси твердым веществом — адсорбен­ том. Процессы адсорбции обычно обратимы. На этом основан процесс десорбции — выделение из адсорбента поглощенных им веществ.

В качестве адсорбентов применяются пористые твердые вещест­ ва, имеющие большую удельную поверхность — от сотен до десятков сотен квадратных метров на грамм вещества. Другой важнейшей ха­ рактеристикой адсорбентов является их адсорбционная активность (или адсорбционная емкость), равная количеству целевых компонен­ тов (в масс.%, граммах и т. п.), которое может быть поглощено едини­ цей массы адсорбента.

Адсорбционная активность адсорбентов зависит от состава газа, давления и температуры. Чем выше молярная масса газа и давление,

атакже чем ниже температура, тем адсорбционная активность выше.

Вкачестве адсорбентов при разделении газовых смесей использу­ ют активированный уголь, силикагель и цеолиты.

Адсорбционный способ отбензинивания углеводородных газов применяют при содержании тяжелых компонентов от 50 до 100 г/м3.

Сущность конденсационного м ет ода заключается в сжижении тя­ желых углеводородных компонентов газа при отрицательных темпе­ ратурах. Применяют две разновидности конденсационного метода от­ бензинивания газов: низкотемпературная конденсация (НТК) и низко­ температурная ректификация (НТР).

Процесс низкотемпературного отбензинивания состоит из 3-х ста­ дий:

а) компримирования газа до давления 3...7 МПа; б) охлаждения сжатого и осуш енного газа до температуры

- Ю ...-80°С ; в) разделения образовавшейся газожидкостной смеси углеводоро­

дов на нестабильный газовый бензин и «сухой» газ.

Две первые стадии процесса при применении НТК и НТР одинако­ вы. Отличие между ними заключается в третьей стадии. В схеме НТК газожидкостная смесь перед подачей на ректификационную колонну сначала разделяется на сухой газ и конденсат (за счет сжатия до давле­

vk182.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть L Основы нефтегазового дела

ния 3...4 МПа и глубокого охлаждения), а затем нестабильный бензин подвергают деэтанизации.

А в схеме низкотемпературной ректификации в отличие от схемы НТК в ректификационную колонну (деэтанизатор) поступает вся газо­ жидкостная смесь, образовавшаяся в результате компримирования и охлаждения сырьевого газа.

Процесс НТК по сравнению с процессом НТР имеет следующие преимущества:

1) благодаря предварительному отбору газовой фазы в сепарато­ ре, деэтанизатор и другие аппараты установки имеют меньшие размеры;

2) вследствие относительно небольшого содержания метана и эта­ на в сырье деэтанизатора конденсацию паров в холодильнике можно осуществлять при сравнительно высоких температурах

Недостатками схемы НТК является то, что часть целевых компо­ нентов теряется с газом, отбираемым из сепаратора. Этот недостаток устраняется более глубоким охлаждением сырьевого газа перед се­ паратором, что требует больших затрат энергии.

Считается, что схема НТР наиболее рациональна при извлечении пропана в пределах 50% от потенциала, а схема НТР экономичнее при извлечении свыше 70% пропана, содержащегося в исходном газе.

Газофракционирующие установки. Нестабильный бензин, полу­ чаемый на отбензинивающих установках методами компрессии, аб­ сорбции, адсорбции и охлаждения (НТК, НТР), состоит в общем слу­ чае из углеводородов от этана до гептана включительно. Это связано с тем, что при фазовых переходах и сорбции тяжелые углеводороды увлекают за собой легкие.

Поскольку нестабильный газовый бензин не находит непосредст­ венного применения в народном хозяйстве, из него получают стабиль­ ный газовый бензин и технически чистые индивидуальные углеводо­ роды — пропан, бутаны, пентаны, гексан.

Процесс разделения нестабильного газового бензина на отдельные компоненты называется фракционированием. В основе, фракциони­ рования лежит метод ректификации. Посколькутребуется обеспечить четкое разделение исходного сырья на компоненты, температура ки­ пения которых различается незначительно, фракционирование осу­ ществляют в несколько этапов, на каждом из которых сырье разделя­ ется на два компонента: высококипящий и низкокипящий.

Процесс разделения двухкомпонентной смеси ректификацией выглядит следующим образом. Сырье, которое надо разделить, по­

Главо 4. Переработка нефти., газа и углеводородного сырья

183

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

дается в среднюю часть колонны на тарелку питания. Введенная в ко­ лонну жидкая смесь стекает по контактным устройствам в нижнюю часть колонны, называемую отпарной. Навстречу потоку жидкости поднимаются пары, образовавшиеся в результате кипения жидко­ сти в кубе колонны. В процессе противоточного движения паровая фаза обогащается низкокипящим компонентом, а жидкая — высококипящим.

Газофракционирующие установки бывают двух типов: одноколон­ ные и многоколонные. Одноколонные установки называют стабили­ зационными. Они предназначены для разделения нестабильного га­ зового бензина на стабильный газовый бензин и сжиженный газ. На многоколонных ГФУ из нестабильного бензина выделяют стабильный бензин и фракции индивидуальных углеводородов. Для разделения нестабильного бензина на три компонента требуется две колонны: в первой колонне выделяется один целевой компонент, а в следую­ щей — второй и третий. Легко показать, что для разделения смеси на n-фракций требуется (п-1) ректификационная колонна. Таким обра­ зом, для получения стабильного газового бензина и всех возможных технически чистых углеводородов (пропан, бутаны, пентаны, гексан) требуется 6 колонн.

4.3.ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

4.3.1. Краткие сведения о нефтехимических производствах Нефтехимической промышленностью принято называть производ­

ство химических продуктов на основе нефти и газа.

Кнефтехимическим производствам относятся:

1)производство сырья — олефинов, диенов, ароматических и нафтеновыхуглеводородов;

2)производствополупродуктов—спиртов, альдегидов, кетонов, ан­ гидридов, кислотидр.;

3)производство поверхностно-активных веществ;

4)производство высокомолекулярныхсоединений —полимеров.

Производство нефтехимического сырья. Н ефтяны е ф ракции и

газы не могут быть прям о переработаны в товарные химические про­ дукты. Для такой переработки нужно предварительно получить хи­ мически активные углеводороды, к которым относятся в первую оче­ редь непредельные углеводороды (олефины): этилен С2Н4, пропилен С3Нв, бутилен С4Н8и др. Основным промышленным методом получе­ ния олефинов является пиролиз различного газообразного и жидко­ го нефтяного сырья.

vk184.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Еще одним видом сырья для нефтехимического производства слу­ жит ацетилен С2Н2, получаемый при высокой температуре путем элек­ трокрекинга (в условиях вольтовой дуги) метана. Ацетилен является одним из исходных материалов для производства синтетических во­ локон и пластмасс.

Производство спиртов. Спирты применяют в производстве синте­ тических полимеров, каучуков, моющих веществ, в качестве раство­ рителей, экстрагентов и для других целей. Одним из важнейших мето­ дов производства спиртов является гидратация олефинов, в ходе кото­ рой вырабатывают этиловый, изопропиловый, изобутиловый и другие спирты. Метиловый спирт получают гидрированием окиси углерода (соединение СО и водорода в условиях высоких давлений и темпера­ тур в присутствии катализатора). Высшие спирты образуются при гид­ рировании высших жирных кислот и их эфиров, альдегидов и др.

Производство поверхностно-активных веществ. Для производст­ ва синтетических материалов необходимы ароматические углеводо­ роды — бензол, толуол, ксилол, нафталин и др. Бензол применяется главным образом для производства стирола и фенола. При взаимо­ действии с низкомолекулярными олефинами (этилен, пропилен, бу­ тилен) из фенола получают промежуточные продукты, необходимые для производства моющих веществ, смол и присадок к маслам. Толу­ ол в основном используется как высокооктановая добавка к моторным топливам и как растворитель. Ксилол применяется при производстве синтетических волокон («лавсан»).

Долгое время единственным промышленным методом получения ароматических углеводородов из нефти был пиролиз. В настоящее время их получают также при каталитическом риформинге узких бен­ зиновых фракций.

Производство полимеров. К высокомолекулярным соединениям (полимерам) относят вещества с молекулярной массой 5000 и более. Полимеры состоят из многократно повторяющихся элементов — ос­ татков мономеров.

Основными методами синтеза полимеров являются полимериза­ ция и поликонденсация. Полимеризацией называется реакция обра­ зования высокомолекулярных веществ путем соединения нескольких молекул мономера, которая не сопровождается изменением их соста­ ва. При поликонденсации образование полимеров сопровождается выделением какого-либо низкомолекулярного вещества (воды, спир­ та, аммиака и др.). Поэтому состав элементарного звена полимера в данном случае не соответствует элементарному составу исходной1 мономера.

vkГлава.com/club1526850504. Переработка нефти, газа| vkи.углеводородногоcom/id446425943сырья_______ 185

Многообразие вырабатываемых полимеров обусловливает различ­ ные технологии их производства.

Простейший технологический процесс производства синтетическо­ го каучука выглядит следующим образом. Из этилена путем гидрата­ ции получают этиловый спирт. Испаряя его в герметически закрытых сосудах и нагревая пары до нескольких сот градусов в реакторе в при­ сутствии специального катализатора, получают бутадиен. После очи­ стки бутадиен подвергают каталитической полимеризации, вырабаты­ вая каучук-сырец. Перемешивая его при пониженном давлении, из каучука-сырца удаляют газы. Из полученного продукта получают по­ лотнища каучука, которые в рулонах доставляют на заводы по произ­ водству резины для последующего изготовления различных изделий.

К группе пластмасс относятся винипласт, пенопласт, полиэтилен, тефлон и другие материалы. Винипласт получают в результате хими­ ческой переработки поливинилхлоридной смолы, образуемой при ре­ акции этилена с хлором. Винипласт используется для производства электроизоляционных материалов, изготовления труб и арматуры для химической промышленности и т. д.

Кроме того, добавляя к винипласту специальное вещество, выде­ ляющее большое количество газов при нагревании (порофор), полу­ чают пенопласт . Промышленный пенопласт в 7... 10 раз легче воды.

Широкое распространение получил полиэтилен — высокомолекуляр­ ный продукт полимеризации этилена. Различают полиэтилен высокого давления и полиэтилен низкого давления. Первый получают при давле­ нии 100.. .300 МПа и температуре 100...300 °С в присутствии кислорода. Для этого процесса требуется этилен высокой частоты. Полиэтилен низкого давления получают путем полимеризации этилена при давлении до 1 МПа и температуре 60...80 °С в присутствии специального катализатора.

Тефлон (полифторэтилен) получают путем полимеризации моно­ мера — тетрафторэтилена. Такие мономеры обычно получают из эти­ лена, заменяя в его молекулах атомы водорода атомами фтора.

Из синтетических волокон в настоящее время наиболее ш ирокое распространение получили капрон, лавсан, нитрон и др.

Исходным материалом для выработки капрона является кап ролак ­ там. Его получают в результате сложной химической переработки фе­ нола или бензола. Подвергая капролактам полимеризации при тем­ пературе 250 °С в присутствии азота, получают капроновую смолу, из которой впоследствии вырабатывают капроновое волокно.

Л авсан вырабатывают из пара-ксилола, который, в свою очередь, получают путем каталитической переработки бензиновых фракций На установках каталитического риформинга.

vk186.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

4.3.2. Основные продукты нефтехимии Поверхностно-активные вещества (ПАВ) ш ироко применяю тся

в различных отраслях промышленности, в сельском хозяйстве и

вбыту.

Внефтедобыче (см. главу 2) ПАВ применяют для разрушения водо­ нефтяных эмульсий, образующихся в ходе извлечения нефти на по­ верхность земли и ее движения по промысловым трубопроводам. ПАВ

добавляют в воду при мойке резервуаров и отсеков танкеров, чтобы ускорить процесс. Одним из способов перекачки высоковязкой неф­ ти является ее совместный транспорт с водой, обработанной раство­ ром ПАВ: в этом случае вода хорошо смачивает металл и нефть дви­ жется как бы внутри водяного кольца.

Кроме того, ПАВ используют при изготовлении синтетических моющих веществ, косметических препаратов, лосьонов, зубных паст, туалетного мыла, при дублении кожи, крашении меха, при хлебопе­ чении, получении противопожарных пен, при изготовлении конди­ терских изделий и мороженого, в качестве пенообразователя при про­ изводстве бродящих напитков (квас, пиво) идр.

Несмотря на большое многообразие ПАВ, все они могут быть раз­ делены на две группы: ионогенные П А В , которые при растворении в воде диссоциируют на ионы) и неионогенные П А В , которые на ионы не диссоциируют.

В зависимости от того, какими ионами обусловлена поверхност­ ная активность ионогенных веществ, — анионами или катионами, ио­ ногенные вещества подразделяются на анионоактивные, катионоак­ тивные и амфолитные. Последние отличаются тем, что в кислом рас­ творе ведут себя как катионоактивные ПАВ, а в щелочном растворе — как анионоактивные.

По растворимости в тех или иных средах ПАВ бывают водораство­ римые, водомаслорастворимые и маслорастворимые.

Синтетические каучуки пришли на смену каучуку натуральному. Термин «каучук» происходит от слова «каучу», которым жители Бра­ зилии обозначали продукт, получаемый из млечного сока (латекса) ге­ веи, растущей на берегах р. Амазонки. Натуральный каучук выделя­ ли из латекса коагуляцией с помощью муравьиной, Щавелевой или уксусной кислоты. Образующийся рыхлый сгусток промывали водой и прокатывали на вальцах для получения листов. Затем их сушили и коптили в камерах, наполненных дымом, с целью придания натураль­ ному каучуку устойчивости против окисления и микроорганизмов.

В качестве исходных материалов для производства синтетическо­ го каучука в настоящее время используются, в основном, бутадиен,

Глава 4. Переработка нефти, газа и углеводородного сырья

187

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

стирол, изопрен и другие мономеры, получаемые из углеводородных газов природного и промышленного происхождения.

Производятся различные виды синтетического каучука, подразде­ ляемые надве группы: каучуки общего назначения (-80% от общемиро­ вого производства) и специальные. Первые применяют там, где необ­ ходима только характерная для каучуков эластичность при обычных температурах. Специальные каучуки используются в производстве изделий, которые должны обладать стойкостью к действию раство­ рителей, масел, тепло- и морозостойкостью.

Пластическими массами называют конструкционные материалы, полученные на основе полимера и обладающие способностью фор­ мироваться и в обычных условиях сохранять приданную им форму в виде готовых изделий. Кроме полимеров, в состав пластмасс входят наполнители, пластификаторы, стабилизаторы, красители и другие добавки.

Н аполнит ели вводят для улучшения физико-механических свойств пластмасс, уменьшения усадки и снижения их стоимости. В качестве наполнителей используют древесную муку, бумагу, хлопчатобумаж­ ную ткань, слюду, тальк, каолин, стекловолокно.

П ласт и ф и кат оры придают пластмассам гибкость и эластичность, уменьшают жесткость и хрупкость. В качестве пластификаторов ис­ пользуют дибутилфталат, стеарин, камфору, глицерин и др.

С т абилизат оры (противостарители, антиокислители, термостаби­ лизаторы и др.) способствуют длительному сохранению пластмасса­ ми своих свойств в условиях эксплуатации.

К расит ели вводят в пластмассу с целью придания ей нужного цвета.

В зависимости от поведения при нагревании пластмассы делятся на термопластичные и термореактивные. Термопласт ичные пласт ­ м ассы (термопласты) при нагревании размягчаются и становятся пла­ стичными, а при охлаждении снова затвердевают. Размягчение и от­ верждение можно производить многократно. К термопластам отно­ сятся полиэтилен, полипропилен, поливинилхлорид, полистирол, фторопласты и др. Терм ореакт ивны е пласт м ассы (реактопласты) в на­ чале термообработки размягчаются, становятся пластичными и при­ нимают заданную форму. Однако при дальнейшем нагревании они теряют пластичность и переходят в неплавкое и нерастворимое со­ стояние. К реактопластам относятся фенопласты, аминопласты и др.

Пластические массы известны человечеству с древних времен. Из­ готовляли их на основе природных смол — канифоли, битумов и др. Старейшим пластическим материалом, приготовленным из искусст­

vk188.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

венного полимера — нитрата целлюлозы, является целлулоид, произ­ водство которого было начато в США в 1872 г. В 1906... 1910 гг. в Рос­ сии и Германии были изготовлены первые реактопласты на основе феноло-формальдегидной смолы. В 1930-х гг. в СССР, Германии идругих промышленно развитых странах было организовано производст­ во термопластов — поливинилхлорида, полистирола и др. Однако бур­ ное развитие промышленности пластмасс началось только после вто­ рой мировой войны. В 50-х годах во многих странах был начат выпуск «пластика номер один» — полиэтилена.

Сегодня представить нашу жизнь без пластмасс невозможно. В строительстве их используют при отделочных работах, в виде сте­ новых панелей, оконных переплетов, дверей и т. п. В машинострое­ нии из пластмасс изготовляют зубчатые и червячные колеса, шкивы, подшипники, ролики, трубы ит. д. В авиастроении с использованием реактопластов изготовляют реактивные двигатели, крылья, фюзеля­ жи самолетов, несущие винты вертолетов, топливные баки и др. В ав­ томобилестроении из пластмасс изготовляют детали двигателя, транс­ миссии, шасси, кузова, элементы отделки салона. В медицине исполь­ зуют пластмассовый инструмент, сердечные клапаны, протезы конечностей, хрусталики глаза и др. Этот перечень можно было бы продолжить.

Синтетические волокна наряду с натуральными и искусственны­ ми широко используются для бытовых и технических целей.

Возможность получения химических волокон из различных ве­ ществ (клей, смолы) предсказывалась еще в XVII—XVIII вв. Однако их производство впервые в промышленных масштабах было органи­ зовано во Франции в 1891 г.

Производство синтетических волокон началось с выпуска в 1932 г. поливинилхлоридного волокна (Германия). В 1942 г. в промышленном масштабе было выпущено наиболее известное полиамидное волок­ но — капрон (США).

В настоящее время, кроме полиамидного волокна, производят так­ же полиэфирное (лавсан), полиакрилонитрильное (нитрон), поливи­ нилхлоридное и полипропиленовое волокна. Их выпускают в виде тек­ стильных и кордных нитей, а также в виде штапельного* волокна.

Синтетические волокна обладают высокой разрывной прочностью, хорошей формоустойчивостью, несминаемостью, стойкостью к воз­ действию света, влаги, плесени, температуры. Разнообразие свойств исходных синтетических полимеров, а также возможность модифи­ кации как исходного сырья (мономера), так и самого волокна позво­ ляет получать продукцию с заданными свойствами и высокого каче­

vkГлава.com/club1526850504. Переработка нефти, газа| vkи.углеводородногоcom/id446425943сырья 189

ства. В связи с этим синтетические волокна во многих случаях вытес­ няют натуральные и искусственные.

Ткани из синтетических волокон применяются не только в быту. Они используются как электрооблицовочные и изоляционные мате­ риалы в автомобилях, железнодорожных вагонах, морских и речных судах. Синтетическим волокнам отдают предпочтение при изготов­ лении канатов, рыболовных сетей, парашютов и других изделий, где требуются материалы, отличающиеся высокой прочностью на разрыв.

РЕЗЮМЕ

При переработке нефти в настоящее время получают: 1) топливо; 2) нефтяные масла; 3) парафины, церезины, вазелины; 4) нефтяные битумы; 5) осветительные керосины; 6) растворители; 7) прочие неф ­ тепродукты (нефтяной кокс, сажу, консистентные смазки и др.). Пе­ реработка нефти осуществляется на нефтеперерабатывающих заво­ дах.

Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатываю­ щих заводах, которые строят вблизи крупных нефтяных и газовых ме­ сторождений. Предварительно газы очищают от механических при­ месей (частиц пыли, песка, окалины и т. д.), осушают и очищают от сероводорода и углекислого газа. Продуктами первичной переработ­ ки природных горючих газов являются газовый бензин, сжиженные и сухие газы, технические углеводороды: этан, пропан, бутаны, пен­ таны.

Нефтехимической промышленностью принято называть производ­ ство химических продуктов на основе нефти и газа, к которому отно­ сятся:

1) производство сырья — олефинов, диенов, ароматических и наф ­ теновых углеводородов;

2)производство полупродуктов — спиртов, альдегидов, кетонов, ан­ гидридов, кислот и др.;

3)производство поверхностно-активных веществ;

4)производство высокомолекулярных соединений — полимеров.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Назовите основные продукты переработки нефти.

2.Охарактеризуйте основные этапы переработки нефти.

3.Назовите и охарактеризуйте основные типы нефтеперерабаты­ вающих заводов.

vkIдо.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

4.Каковы основные процессы, применяемые на газоперерабаты­ вающих заводах?

5.В чем состоят различия нефтепереработки и нефтехимического производства?

6.Что является сырьем для нефтехимического производства?

ЛИТЕРАТУРА

1. М а н о вя н А .К . Технология первичной переработки нефти и при­ родного газа: Учеб, пособие для студентов вузов. — М.: Химия, 2001.

2.Основы нефтегазового дела: Учебник / АА. Коршак, А.М. Шаммазов. — 2-е изд., доп. и испр. —Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

3.Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии: Учебникдля вузов / А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов, А.И. Владимиров,

ВА Щелкунов. - 3 - е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 2000.

4. Ш араф иев Р.Г. Техника сбора, подготовки и переработки нефти и газа (конструкция, расчеты и испытания): Учеб, пособие. —Уфа: Уфим. гос. нефт. техн. ун-т, 1997.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВАМ ХРАНЕНИЕ НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ

ИГАЗА

5.1.Хранение и распределение нефти и нефтепродуктов

5.1.1.Классификация нефтебаз

5.1.2.Операции, проводимые на нефтебазах

5.1.3.Объекты нефтебаз и их размещение

5.1.4.Сливо-наливные устройства для железнодорожных цистерн

5.1.5.Нефтяные гавани, причалы и пирсы

5.1.6.Установки налива автомобильных цистерн

5.1.7.Подземное хранение нефтепродуктов

5.1.8.Автозаправочные станции

5.2.Хранение и распределение газа

5.2.1.Неравномерность газопотребления и методы ее компенсации

5.1.2.Хранение газа в газгольдерах

5.2.3.Подземные газохранилища

5.2.4.Газораспределительные сети

5.2.5.Газорегуляторные пункты

5.2.6.Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции

5.2.7.Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения

5.2.8.Хранилища сжиженных углеводородных газов

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

5.1. ХРАНЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФ ТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

5.1.1. Классификация нефтебаз Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса

сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.

Основное назначение нефтебаз — обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и дру­ гих потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ас­ сортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям.

Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отноше­ нии. К наиболее пожароопасным объектам относятся резервуары. По­ этому за критерий пожароопасности нефтебаз принят суммарный

vk192.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дели

объем резервуарного парка. Его величина положена в основу деления нефтебаз на категории:

I — общий объем резервуарного парка свыше 100 000 куб. м;

II — то же, свыше 20 000 куб. м по 100 000 куб. м;

III а — то же, свыше

10 000 куб. мпо 20 000 куб. м;

III б — то же, свыше

2 000 куб. м по 10 000 куб. м;

Ш в — то же, до 2 000 куб. м включительно.

Взависимости от категории нефтебаз строительными нормами и правилами устанавливаются минимально допустимые (с точки зрения пожарной безопасности) расстояния до соседних объектов, например, расстояние от нефтебаз I категории до жилых и общественных зда­ ний должно быть не менее 200 м, а от нефтебаз II и III категорий — не менее 100 м.

По принципу оперативной деятельности неф тебазы делятся на пе­ ревалочные, распределительные и перевалочно-распределительные.

П еревалочны е неф т ебазы предназначены для перегрузки (перевал­ ки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Размещают их на берегах судоходных рек и озер, вблизи морских портов, круп­ ных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачиваю­ щих станций нефтепродуктопроводов. Роль конечного пункта маги­ стрального нефтепродуктопровода (МНПП) также обычно играет пе­ ревалочная нефтебаза.

Р асп редели т ельн ы е неф т ебазы предназначены для непродолжи­ тельного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на оперативные, обслуживаю­ щие лишь местных потребителей, и сезонного хранения, предназна­ ченные как для удовлетворения местных потребностей, так и для ком - пенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения.

П еревалоч н о -расп редели т ел ьн ы е н еф т ебазы совмещают функции перевалочных и распределительных нефтебаз.

По транспортным связям нефтебазы делятся на железнодорож ­ ные, водные (речные, морские), водно-железнодорожные, трубопро­ водные и базы, получающие нефтепродукты автотранспортом.

По номенклатуре хранения нефтепродуктов различаю т нефтеба зы общего хранения, только для светлых нефтепродуктов, только для темных нефтепродуктов и др.

5.1.2. Операции, проводимые на нефтебазах

Все производственные операции, проводимые на нефтебазах, раз­ деляют на основные и вспомогательные.

vkГлава.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 193

Косновным операциям относятся:

прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу железнодо­ рожным, водным, автомобильным транспортом и по трубопро­ водам или отводам от них;

хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;

отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам;

замер и учет нефтепродуктов.

Вспомогательные операции включают в себя:

очистку и обезвоживание масел и других вязких нефтепродук­ тов;

смеш ениемаселитоплив;

регенерацию отработанных масел;

изготовление и ремонттары;

ремонттехнологического оборудования, зданий и сооружений;

эксплуатацию котельных, транспорта и энергетических уст­ ройств.

Количество вспомогательных операций наразличныхнефтебазах неодинаково.

5.1.3. Объекты нефтебаз и их размещение

Размещение объектов натерритории нефтебазы должно обеспечи­ вать удобство их взаимодействия, рациональное использование терри­ тории, минимальную длинутехнологическихтрубопроводов,водоотводящих(канализационных),водопроводныхитепловыхсетейприсоблю- дениивсехпротивопожарныхисанитарно-гигиеническихтребований.

Территориянефтебазывобщемслучаеразделенана7зон(рис. 5.1.1):

1)железнодорожных операций;

2)водныхопераций;

3)хранения нефтепродуктов;

4)оперативная;

5)очистныхсооружений;

6)вспомогательныхсооружений;

7)административно-хозяйственная.

Взоне железнодорожных операций размещаются сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов по железной дороге. В состав объ­ ектов этой зоны входят:

а) железнодорожныетупики; б) сливо-наливныеэстакадыдляприемаиотпусканефтепродуктов;

в) нулевыерезервуары,располагающиесянижежелезнодорожных путей;

vk194.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I Основы нефтегазового дела

 

 

 

 

©

14

~

Г-)

v

1

~~

 

 

 

 

 

 

I I— I

б о п \

!

 

© .

 

 

 

 

16

 

 

 

 

пи

| Пи

 

,

 

 

© ©

 

 

 

 

 

© _

 

 

 

 

VI

 

I

 

in ©

 

© 12

©

13

1 П ё ~ ]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

,

 

 

 

¥

© ф

 

© ©

j-bri.jrj □22

 

 

©

©

© ©

сш

24

QD

СИ

1

 

 

 

 

 

и

ш

 

 

 

 

! 27 □

С Д

!

 

 

6

7

 

!v"31зо28о |

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

©

3

 

 

 

 

CD

 

,1

_ *_» !

 

/

S

V

 

 

■ X1 I

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

_ _ у

-------

 

 

Рис. 5.1.1. Схема разбивки территории нефтебазы на зоны: I — зона

ж елезнодорож ных операций; I I — зона водных операций; I I I — зона хранения; TV— операт ивная зона; V— зона очистных сооруж ений;

VI— зона вспомогательных операций; VII— административно-

хозяйственная зона; 1 — ж елезнодорож ный тупик; 2 — ж елезно­

дорож ная

сливо-наливная эст акада; 3 — нулевой резервуар; 4 —

насосная;

5 — лаборат ория; 6 — операторная; 7 — хранилище

нефт епродукт ов в т аре; 8 — причал; 9 — насосная; 1 0 — операторная; 11 —резервуарный парксвет лы хнеф т епродукт ов; 12 —резервуарный паркт ем ныхнеф т епродукт ов; 13 —мерник; 14—резервуар пож арного запаса воды; 1 5 — авт оэст акада; 1 6 —разливочная ирасф асовочная; 17 — склад для хранения расфасованных нефтепродуктов; 18 — склад для тары; 19 — нефтеловушка; 20 — шламонакопитель; 21 — котельная; 2 2 — т рансформаторная подстанция; 2 3 — водонасосная; 2 4 —мехмаст ерские; 25 — складмат ериалов, обрудования изапасны х частей; 26 — конторы грузовы х операций; 2 7 — пож арное депо; 2 8 — конторы; 2 9 — проходная; 3 0 — здание охраны; 31 — гараж

Глава 5. Хранение нефти, нефтепродуктов и газа

195

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

г) насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-цис­ терн в резервуарный парк и обратно;

д) лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов; е) помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная); ж) хранилища нефтепродуктов в таре; з) площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре.

В зоне водных операций сосредоточены сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов баржами и танкерами. К ним относятся:

а) причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов; б) стационарные и плавучие насосные; в ) лаборатория;

г) помещение для сливщиков и наливщиков.

В зоне хранения нефтепродуктов размещ аются:

а) резервуарные парки для светлых и темных нефтепродуктов; б) резервуары малой вместимости для отпуска небольших партий

нефтепродуктов (мерники); в) обвалование — огнестойкие ограждения вокруг резервуарных

парков, препятствующие розливу нефтепродуктов при повреждени­ ях резервуаров.

Оперативная зона предназначена для размещения средств отпус­ ка нефтепродуктов в автоцистерны, контейнеры, бочки и бидоны, т.е. относительно мелкими партиями. В этой зоне размещаются:

а) автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в ав­ тоцистерны;

б) разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в боч­ ки и бидоны;

в) склады для хранения расфасованных нефтепродуктов; г) склады для тары; д) погрузочные площадки для автотранспорта.

В зоне очистных сооружений сосредоточены объекты, предназна­ ченные для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов. К ним относятся:

а) нефтеловушки; б) флотаторы;

в) пруды-отстойники; г) иловые площадки; Д) шламонакопители; е) насосные;

ж) береговые станции по очистке балластных вод.

В зоне вспомогательных сооружений, обеспечивающ их работо­ способность основных объектов нефтебазы находятся:

196

 

дело

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943________

 

Часть I. Основы нефтегазового

 

а)

котельная, снабжающая паром паровые насосы, систему подо

грева нефтепродуктов и систему отопления;

 

б) трансформаторная подстанция для снабжения нефтебазы элек­

троэнергией;

 

в) водонасосная;

 

г) механические мастерские;

 

д)

склады материалов, оборудования и запасных частей, а также

другие

объекты.

 

Объекты вышеперечисленных зон соединяются между собой се­ тью трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, их снабжения водой и паром, а также для сбора нефтесодержащих сточных вод.

В административно-хозяйственной зоне размещ аю тся: а) контора; б) проходные; в) гаражи;

г) пожарное депо; д) здание охраны нефтебазы.

Перечисленные зоны и объекты не обязательно входят в состав каж­ дой нефтебазы. Их набор зависит от типа и категории нефтебазы, назначения и характера проводимых операций. Так, на многих пере­ валочных нефтебазах нет оперативной зоны, а на распределительных нефтебазах, снабжаемых нефтепродуктами с помощью автотранспор­ та, нет железнодорожных и водных операций.

Резервуары нефтебаз. Только на крупных нефтебазах резервуар­ ные парки соизмеримы с аналогичными объектами магистральных трубопроводов. В подавляющем же большинстве их суммарный объ­ ем не превышает нескольких десятков тысяч кубометров.

В связи с относительно малыми объемами годовой реализации об­ щая емкость резервуаров под каждый нефтепродукт обычно невели­ ка. Кроме того, для каждого нефтепродукта должно быть предусмот­ рено не менее 2-х резервуаров. Делается это для того, чтобы один из них при необходимости можно было вывести в ремонт. Поэтому еди­ ничная емкость резервуаров на нефтебазах, как правило, небольшая и составляет от 100 до 5000 куб. м. »

На нефтебазах, как и на перекачивающих станциях нефте- и нефтепродуктепроводов, применяются: 1) резервуары вертикальные сталь­ ные (типа РВС); 2) резервуары горизонтальные стальные (типа РГС); 3) железобетонные резервуары (типаЖБР). Резервуары типов РВС и РГС используются для хранения как светлых, так и темных нефтепро­ дуктов, а типа Ж БР — только для темных.

vkГлава.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 197

' Оборудование резервуаров для светлых нефтепродуктов практиче­ ски такое же, как у нефтяных: исключены только системы подогревай размывадонных отложений. На резервуарахдля темных нефтепродуктов система подогрева сохранена, но роль дыхательной арматуры играет вентиляционный патрубок, соединяющий газовое пространство резервуара с атмосферой напрямую. Это стало возможным благодаря низкой испаряемости темных нефтепродуктов. Кроме того, вместо хлопушки на конце приемо-раздаточных патрубков устанавливается подъемная труба, благодаря которой из резервуаров откачивается чистый отстоявшийся нефтепродукт из верхних слоев.

Располагаются резервуары на территории нефтебаз группами: от­ дельно для светлых нефтепродуктов, отдельно — для темных.

Насосы и насосные станции нефтебаз. С помощью насосов н еф ­ тепродукты транспортируются при их приеме и отпуске, а также при внутрибазовых перекачках.

На нефтебазах применяют главным образом центробежные, порш­ невые и шестеренные насосы. Наиболее распространены цент робеж ­ ные насосы типов НК (консольные) и НД (с рабочими колесами дву­ стороннего входа). Консольные насосы НК одноступенчатые; их по­ дача составляет от 30 до 140 м3/ч, а напор — от 45 до 130 м. Насосы типа НД бывают одно-, двух- и трехступенчатыми с подачей от 200 до 1700 м3/ч и напором — от 60 до 300 м. Таким образом, их параметры, как правило, значительно отличаются от параметров центробежных насосов, используемых на перекачивающих станциях магистральных трубопроводов.

Схемая0 /?ш«е#с>гс>«ясс>сяпростогодействияизображенанарис. 5.1.2. В цилиндре (1) перемещается поршень (5). Движение поршню от привода передается через шток (6). К цилиндру присоединена клапан­ ная коробка (4), в которой размещены два клапана: всасывающий (3), устанавливаемый на всасывающей линии, и нагнетательный (10), ус­ танавливаемый на напорной линии. При движении поршня вправо всасывающий клапан открывается и цилиндр заполняется перекачи­ ваемой жидкостью. Когда же поршень движется влево, всасывающий клапан закрывается и открывается нагнетательный клапан, через ко­ торый перекачиваемая жидкость вытесняется в нагнетательный тру­

бопровод.

В качестве привода поршневых насосов используются электродви­ гатели, двигатели внутреннего сгорания и паровые двигатели.

Ш ест еренный насос состоит из корпуса, в котором помещены две находящиеся в зацеплении крупнозубые шестерни. Корпус охваты­ вает шестерни с небольшим зазором. При вращении шестерни зубья

vk198.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть L Основы неф т егазового дела

выходят из зацепления в зоне всасывания. При этом освобождается некоторый объем и в данной зоне образуется разряжение. В насос засасывается жидкость, которая захватывается зубьями и переносит­ ся во впадинах между зубьями в зону нагнетания.

РИС. 5.1.2. Принципиальная схема насосной установки на базе поршневого насоса: 1 — опорожняемая емкость; 2 — всасывающий трубопровод; 3 — всасывающий клапан; 4 — цилиндр насоса; 5 — поршень; 6 — шток; 7 — крейцкопф; 8 — шатун; 9 — кривошип; 10 — нагнетательный клапан; 11 — напорный трубопровод; 12— вакуумметр; 13 — манометр

Выбор типа насоса определяется:

1) свойствами перекачиваемого нефтепродукта (вязкость, давле­ ние насыщенных паров);

2)необходимой подачей нефтепродукта;

3)необходимым напором;

4)обеспеченностью нефтебазы электроэнергией и паром.

Так, центробежные насосы используются, в основном, для пере­ качки маловязких нефтепродуктов. Это связано с тем, что при работе на маловязких жидкостях данный тип насосов имеет высдкий кпд. Об­ ласть преимущественного применения поршневых и шестеренных на­ сосов — перекачка высоковязких нефтепродуктов. Кроме того, их используют там, где требуются самовсасывающие насосы (например, при операциях по зачистке вагонов-цистерн и барж).

Количество и марку насосов выбирают в соответствии с необходи­ мыми подачей и напором.

vkfAaea.com/club1526850505Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 199

Обеспеченность нефтебаз электроэнергией и паром влияет на вы­ бор привода насосов и соответственно самого насоса.

Специально оборудованное помещение, в котором устанавливают­ ся насосы вместе с двигателями, называется насосной станцией.

По характеру размещения насосные станции делят на стационар­ ные и передвижные. В стационарных насосных (наземных, полуподземных и подземных) станциях оборудование смонтировано на не­ подвижных фундаментах и связано с емкостями постоянными жест­ кими соединениями трубопроводов. Оборудование передвижных насосных станциях устанавливается на автомашинах, прицепах, бар­ жах или понтонах (плавучие станции). Передвижные насосные стан­ ции служат для перекачки нефтепродуктов там, где нецелесообразно строить стационарную насосную станцию (на временных складах, на судоходных реках и т. д.).

По роду перекачиваемых нефтепродуктов имею тся насосны е станции для перекачки светлых и темных нефтепродуктов и смешан­ ные.

Насосные станции, предназначенные для перекачки легковоспла­ меняющихся нефтепродуктов, оборудуются естественной вентиляци­ ей с применением дефлекторов или искусственной вентиляцией

сприменением вентиляционных установок.

5.1.4.Сливо-наливные устройства для железнодорожных

цистерн

Слив железнодорожных цистерн производится через их горлови­ ну (верхний слив) или через сливной прибор, расположенный снизу цистерны (нижний слив). Заполнение же цистерн нефтепродуктом производится, как правило, только через горловину (верхний налив).

Возможные схемы налива железнодорожных цистерн приведены на рис. 5.1.3.

При наливе открытой струей струя нефтепродукта соприкасает­ ся с атмосферным воздухом. Это приводит к повышенному испаре­ нию светлых нефтепродуктов и образованию зарядов статического электричества. И то и другое нежелательно. Поэтому налив открытой струей применяют ограниченно и только при операциях с темными нефтепродуктами.

Налив закрытой струей осуществляется путем опускания шланга А° нижней образующей цистерны. Поэтому струя нефтепродукта кон­ тактирует с воздухом только в начале налива. Соответственно при наливе закрытой струей потери бензина, например, почти в 2 раза меньшег чем в предыдущем случае.

vk.com/club152685050200 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

а

б

в

Рис. 5.1.3. Возможные схемы налива нефтепродуктов в железно­ дорожные цистерны: а) налив открытой струей; б) налив закрытой струей; в) герметичный налив; 1 цистерна; 2 шланг; 3 наливной стояк; 4 коллектор; 5 телескопическая труба; 6 герметизирующая крышка; 7 линия отвода ЛВС; I нефте­ продукт; Н — паровоздушная смесь

Герметичный налив цистерн производится с помощью специаль ных автоматизированных систем налива (АСН). Их отличительной чертой является наличие герметизирующей крышки (6), телескопи­ ческой трубы (5) и линии для отвода образующейся паровоздушной смеси (7) —например, на установку отделения углеводородов от ПВС.

Применяемые на нефтебазах схемы слива нефтепродуктов приве­ дены на рис. 5.1.4.

Открытый самотечный слив применяю т при сливе низкоиспаряющихся нефтепродуктов из цистерн через нижние сливные прибо­ ры (1). Далее нефтепродукт по переносным желобам (2) поступает

в центральный желоб (3), из которого по трубопроводу

(4) стекает

в расположенный ниже поверхности грунта приемный

(«нулевой»)

резервуар (5).

 

Частным случаем данной схемыявляется межрельсовый слив, ко­ гда центральный желоб располагается под сливаемыми цистернами и поэтому необходимости в переносных желобах нет.

Закрытый самотечный слив отличается от открытого тем, что вме­ сто переносных желобов к нижним сливным приборам йрисоединяются гибкие рукава или шарнирно-сочлененные трубы (6), а вместо центрального желоба проложен трубопровод — коллектор (7). Эта схе­ ма может быть применена и для бензинов, так как потери от испарения в этом случае невелики.

Сифонныйсливсамотекомпроизводитсячерезгорловинуцистерн. Он возможен только в том случае, когда приемный резервуар по отно-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

201

 

--------- [> к вакуум-насосу

Рис. 5.1.4. Применяемые схемы слива нефтепродуктов из железно­ дорожных цистерн: а открытый самотечный слив; б меж­ рельсовый слив; в закрытый самотечный слив; г сифонный самотечный слив; д принудительный нижний слив; е принуди­ тельный верхний слив; 1 нижний сливной прибор; 2 переносной желоб; 3 центральный желоб; 4 трубопровод; 5 нулевой резервуар; 6 шарнирно-сочлененные трубы; 7 коллектор; 8 соединительный трубопровод; 9 сливной стояк; 10 насос; 11 приемный резервуар

vk2.0com/club1526850502 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

шению к сливаемой цистерне находится на более низкой отметке. Начало движения нефтепродукта обеспечивается созданием вакуума в стояке с помощью вакуум-насоса. Во избежание разрыва струи и соответственно срыва сифона давление в точке А не должно опускать­ ся ниже давления упругости паров нефтепродукта.

Производительность сифонного слива самотеком невелика. Принудительный нижний слив производится насосом (10) через

нижний сливной прибор цистерны.

Принудительный верхний слив отличается от предыдущей схемы тем, что производится через горловину цистерны посредством слив­ ного стояка (9). Начало слива обеспечивает вакуум-насос после чего включается насос (10), закачивающий нефтепродукт в резервуарный парк нефтебазы.

Кроме рассмотренных, могут также применяться верхний слив бензинов с помощью эжекторов, слив вязких нефтепродуктов с подо­ гревом или под давлением и др.

Более предпочтительным является нижний слив нефтепродуктов. Верхний слив применяют реже и в тех случаях, когда нижний слив­ ной прибор цистерн неисправен.

Устройства для железнодорожного слива и налива на нефтебазах рассчитывают на маршрутный, групповой и одиночный слив и налив вагонов-цистерн.

Количество устройств для слива и налива принимают исходя из су­ точного объема поступления и отгрузки нефтепродуктов по желез­ ной дороге. Если количество поступающих цистерн составляет более трех, то применяют одиночные устройства для слива и налива. При большем числе цистерн применяют односторонние или двусторонние эстакады.

Эстакадой называют совокупность расположенных вдоль железно­ дорожного полотна с шагом 4...6 м сливо-наливных устройств, соеди­ ненных общими коллекторами и площадкой для перемещения персо­ нала. Эстакады изготавливают из несгораемых материалов с учетом габаритов железнодорожных цистерн. Сооружают эстакады в виде длинных галерей с эксплуатационными площадками, расположенны­ ми на высоте 3...3.5 м, считая от рельса, и снабжают для ^перехода на цистерны откидными подвижными мостиками, которые могут опус­ каться на котел цистерны. Ширина прохода на эстакаде — не менее 1 м. Лестницы для подъема на нее размещают, как правило, с торцов.

Для подогрева высоковязких нефтепродуктов в цистернах и трубо­ проводах эстакады оборудуют паропроводами или электроподогрева­ телями.

vkГлава.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 2 0 3

Для предотвращения необоснованных задержек цистерн время их слива-налива нормируется. В зависимости от грузоподъемности цис­ терн, вида нефтепродукта и степени механизации работ норматив­ ное время слива — налива железнодорожного маршрута составляет от 2 до 4 ч.

5.1.5. Нефтяные гавани, причалы и пирсы

Для налива и разгрузки нефтеналивных судов устраиваются спе­ циальные сооружения — нефтяные гавани, причалы и пирсы.

Нефтегаванью называется водная территория (акватория), укры­ тая от сильных течений, ледохода и ветров, имеющая достаточные для причаливания и маневрирования судов площадь и глубину. Современ­ ные нефтегавани проектируются трех типов (рис. 5.1.5): в виде узко­ го тупикового бассейна («ковша»), в виде выемки части берега или просто в виде огражденной акватории у берега. Чтобы уменьшить объем земляных работ, при сооружении нефтегаваней стараются ис­ пользовать естественные укрытия в береговой полосе — бухты, зали­ вы и речные затоны.

Для предотвращения растекания по воде нефтепродуктов, попав­ ших на ее поверхность (вследствие аварии, пролива и т. п.), аквато­ рия нефтегаваней (4) отделяется от остального водного пространства (3) плавучими боновыми ограждениями (2) или затворами (1). Для про­ пуска судов боновые ограждения разводятся.

Для непосредственной швартовки нефтеналивных судов служат причалы и пирсы. Причалами называют сооружения, расположенные параллельно берегу, тогда как пирсырасположены перпендикулярно к нему или под некоторым углом. Пирс может иметь одну или несколь­ ко причальных линий. Количество причалов определяется расчетом,

аих расположение — местными условиями и противопожарными требованиями.

Простейшим типом соединения трубопроводов нефтебаз с нефте­ наливными судами являю тся гибкие прорезиненные рукава (шлан­ ги). Они изготавливаются диаметром до 350 мм, длиной 4 м, на рабо­ чее давление до 1 МПа. Недостатком прорезиненных рукавов являет­ ся то, что при сливо-наливных операциях довольно часты их разрывы,

аэто в свою очередь приводит к значительному розливу нефтепро­ дуктов.

Внастоящее время на смену системам с гибкими рукавами прихо­ дят стендеры — конструкция из шарнирно-сочлененных трубопро­ водов, концевая часть (соединитель) которой служит для соединения береговых коммуникаций с приемо-сливными патрубками трубопро­

vk2.0com/club1526850504 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

водов на нефтеналивном судне. Диаметр стендеров достигает 500 мм, а рабочее давление в них — 1,6 МПа. Стендеры более надежны, чем гибкие рукава, и обеспечивают большую производительность слива-

налива.

Рис. 5.1.5. Схемысовременныхгаванейтрехтипов:— > направления движения судна; 1 затвор; 2 боновые ограждения, 3 водное пространство; 4 акватория нефтегаваней; а) в виде тупикового бассейна; б) в виде выемки части берега; в) в виде огражденной акватории у берега

5.1.6. Установки налива автомобильных цистерн Для налива нефтепродуктов в автоцистерны применяют стояки

различных типов.

Стояки для налива автоцистерн классифицируют:

♦ по способу подключения к цистерне (сверху или снизу);

vkГлава.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 2 0 5

. по способу налива (герметизированный или негерметизированный);

по степени автоматизации процесса налива (автоматизирован­ ные или неавтоматизированные);

по виду управления (с механизированным или ручным управле­

нием).

Налив нефтепродуктов в автоцистерны может осуществляться как через горловину (верхний налив), так и через нижний патрубок авто­ цистерны (нижний налив).

При герметизированном наливе горловина автоцистерн закрыва­ ется специальной крышкой, в которую врезан патрубок, соединенный со шлангом для отвода паровоздушной смеси либо в опорожняемые резервуары, либо на установку улавливания легких фракций (УЛФ). Негерметизированный налив целесообразно применять при отгруз­ ке низколетучих нефтепродуктов.

Для предотвращения переливов автоцистерн применяются сред­ ства автоматизации. В этом случае наливные стояки оборудуют либо датчиками уровня, либо клапанами — дозаторами, позволяющими производить отпуск заданного количества нефтепродукта. Подобный контроль — обязательное условие герметизированного налива бен­ зинов.

Применяются наливные устройства одиночные и объединенные в группы, с ручным и автоматизированным управлением. Группа на­ ливных устройств, управляемых из специального здания — оператор­ ной, образует станцию налива.

Станция налива состоит из 4... 12 наливных «островков», распола­ гаемых под навесом. Каждый «островок» оборудуется одним или дву­ мя наливными устройствами (стояками).

Принципиальная схема налива автомобильных цистерн выглядит следующим образом. Нефтепродукт забирается из резервуаров на­ сосом, прокачивается через фильтр, клапан-дозатор, счетчик и через стояк поступает в автоцистерну.

В качестве наливных устройств используются установки автома­ тизированного налива (АСН). На пунктах налива с незначительным грузооборотом применяются неавтоматизированные наливные стоя­ ки с ручным управлением.

5.1.7. Подземное хранение нефтепродуктов Подземное хранение нефтепродуктов в горных выработках полу­

чило довольно широкое распространение за рубежом. Достоинства­ ми подземного хранения являются: 1) небольшая занимаемая терри-

vk206.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

тория (исключается площадь самой большой зоны — зоны хранения); 2) низкая пожаро- и взрывоопасность; 3) меньшие капиталовложения, эксплуатационные расходы и металлоемкость по сравнению с назем­ ными стальными резервуарами.

Различают следующие типы подземных хранилищ:

хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания (размыва);

хранилища в пластичных породах, сооружаемые методом глубин­ ных взрывов;

шахтные хранилища;

льдогрунтовые хранилища.

Выбор типа хранилища определяется геологической характеристи­ кой горных пород, климатическими условиями и их технико-эконо­ мическими показателями.

Подземные хранилища в отложениях каменной соли — это наи ­ более распространенный вид подземных емкостей для хранения нефте­ продуктов. Каменная соль (галит) имеет высокий предел прочности и низкую проницаемость, что весьма благоприятно для создания в ее отложениях подземных емкостей.

Хранилища нефтепродуктов в отложениях каменной соли соору­ жаются методом размыва.

Хранилища, сооружаемые методом глубинных взрывов, создаю т­ ся там, где отсутствуют отложения каменной соли достаточной мощ­ ности. Наиболее предпочтительно создание хранилищ в водоупорных глинах. В отличие от кристаллических пород в результате внутренне­ го взрыва пластичные породы под действием высокого давления, об­ разующегося при взрыве, не разрушаются, а уплотняются и приоб­ ретают повышенную прочность и герметичность.

Для того чтобы получить подземные резервуары емкостью 100, 200, 400, 500, 700, 1000 куб. м, необходима минимальная мощность горных пород соответственно 18, 23, 27, 30, 33 и 38 м, т. е. в 2...3 раза превы­ шающая радиус шара равного объема.

Подземные резервуары, созданные методом глубинных взрывов, сохраняют свою устойчивость не более чем в течение пяти лет. Про­ длить срок их службы позволяет термическая обработка стенок, на­ поминающая обжиг кирпича. Процесс осуществляется в три этапа. Сначала из приконтурного массива в течение 48 ч при температуре

105... ПО °С выпаривают воду, затем в течение 40 ч при температуре

900...950 °С глинистый слой переводят в камнеподобное состояние и далее при температуре до 1100 °С производят оплавление стенок по­ лости.

vkГлава.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 207

Подрыв ядерных боеприпасов для создания хранилищ нефтепро­ дуктов методом глубинных взрывов в настоящее время не применяет­ ся, так как это приводит к радиоактивному заражению продуктов хра­ нения.

Шахтные хранилища — это комплекс сооружений, состоящий из следующих элементов: 1) подземных выработок-резервуаров для хра­ нения нефтепродуктов, 2) вскрывающих выработок; 3) выработок вспомогательного назначения; 4) наземных сооружений и 5) техноло­ гического оборудования.

В ы работ к и -резервуары представляют собой отдельные тоннели или камеры, отходящие от магистральных выработок, или систему го­ ризонтальных, взаимосвязанных выработок. В зависимости от емко­ сти хранилища и устойчивости пород поперечное сечение выработокрезервуаров имеет круглую, сводчатую или трапецеидальную форму. Их высота составляет от 4-х (глинистый сланец) до 13-ти (гранит) мет­ ров.

Под вскры ваю щ им и вы работ кам и понимают вертикальные или на­ клонные стволы, связанные с горизонтальными выработками — штольнями. Вскрывающие выработки предназначены для соединения выработок-резервуаров с поверхностью, размещения трубопроводов и эксплуатационного оборудования. В зависимости от горно-геологи­ ческих условий вскрывающие выработки бывают вертикальными, горизонтальными и наклонными.

В вы р а б о т к а х всп ом огат ельн ого назначени я находятся околоствольные и подземные насосные станции.

Н азем ны е сооруж ения шахтных хранилищ отличаются от аналогич­ ных производственных комплексов наземных нефтебаз наличием приточно-вытяжных вентиляционных систем, располагаемых в под­ шахтном здании.

К т ехнологическом у оборудованию хранилищ относятся приемные и расходные трубопроводы, насосы, буферные наземные резервуа­ ры, измерительные устройства количества нефтепродуктов, прибо­ ры отбора проб и др.

Хотя по стоимостным показателям хранилища шахтного типа усту­ пают хранилищам в отложениях каменной соли, их преимущество за­ ключается в возможности строительства практически во всех видах горных пород — в устойчивых и неустойчивых, проницаемых и не­ проницаемых. Это позволяет считать шахтные хранилища одним из перспективных типов хранилищ нефтепродуктов.

Льдогрунтовые хранилища сооружают в районах Крайнего Севе­ ра и северо-восточной части России. Горючее в эти районы завозят

vk----------------------------------.com/club152685050-----------------------------------| vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового, geAQ

преимущественно танкерами в период очень короткой летней навига­ ции. Поэтому надо иметь большое количество резервуаров значитель­ ного объема, обеспечивающих хранение годового запаса нефтепродук­ тов. Строить металлические резервуары в этих районах вследствие значительной удаленности от поставщиков металлоконструкций очень дорого. Их эксплуатация вследствие низкой температуры воздуха и сильных ветров технически сложна. В связи с этим в указанных районах применяю т льдогрунтовые хранилища, представляющие собой подземные выработки в вечномерзлых грунтах и имеющие в качестве облицовки покрытия из льда.

Подземное льдогрунтовое хранилище строят в виде горизонталь­ ной выработки длиной около 200 м, ширина пролета составляет обыч­ но 6 м.

Резервуары в подземных льдогрунтовых хранилищах изолируют и герметизируют перемычками и ледяной облицовкой стен. Ледяная оболочка предохраняет хранимый продукт от механического загряз­ нения, обеспечивает герметичность хранилищ. В связи с этим темпе­ ратура хранимого нефтепродукта не должна быть выше 0 °С.

5.1.8. Автозаправочные станции

Автозаправочные станции (АЗС) предназначаю тся для обслужива­ ния и заправки автомобилей и других машин горючим и смазочными материалами. Попутно на них реализуются масла, смазки и специаль­ ные жидкости, расфасованные в мелкую тару. К вспомогательным операциям, выполняемым на АЗС, относятся мойка машин, их мел­ кий ремонт, торговля запасными частями. Неотъемлемой частью со­ временных АЗС являются кафе и магазин по торговле продуктами повседневного спроса.

По способу установки и монтажа оборудования АЗС делятся на ста­ ционарные и передвижные. П ередвиж ны е А З С {П А ЗС ) монтируются на раме и в зависимости от их назначения устанавливаются на авто­ мобиле или автоприцепе. Они состоят из емкости, измерительных и раздаточных устройств, смонтированных на шасси транспортного средства. С т ационарны е А З С сооружаются по типовым проектам на 300, 500, 750 и 1000 заправок в сутки (1 заправка — 50 л toiuiHBa и 2 л масла). В их состав входят:

подземные резервуары для хранения нефтепродуктов;

топливо-и маслораздаточные колонки;

помещения для обслуживающего персонала;

другие помещения в соответствии с дополнительными функция­ ми, выполняемыми АЗС.

vkГлава.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа_________________________209

Принципиальная схема стационарной АЗС приведена на рис. 5.1.6.

Рис. 5.1.6. Принципиальная схема АЗС: 1 — сливное устройство; 2 — резервуар для топлива; 3 — клапан приемный; 4 противовзрывник угловой; 5 замерное устройство; 6 — клапан дыха­ тельный; 7 — топливораздаточная колонка

Нефтепродукт, доставляемый на АЗС с помощью автоцистерн, сли­ вается через устройство (1) в резервуар для топлива (2). Здесь он от­ стаивается, с помощью специального устройства (5) производится замер его количества. Отпуск нефтепродукта потребителям произво­ дится с помощью топливораздаточной колонки (7), связанной с ре­ зервуаром трубопроводом, на котором смонтированы приемный кла­ пан (3), и углового предохранителя (4). «Дыхания» резервуаров осу­ ществляются через специальный клапан (6).

Рассмотрим элементы принципиальной схемы АЗС более подробно. Сливное устройство (1) предназначено для слива нефтепродуктов в резервуар закрытым способом, т. е. под уровень находящегося в нем

продукта. Сливное устройство состоит из ниппеля, к которому при­ соединяется рукав автоцистерны, фильтра и сливного трубопровода.

Быстрое и герметичное соединение ниппеля с рукавом автоцистер­ ны обеспечивается специальной быстроразъемной муфтой.

vk210.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Для хранения нефтепродуктов на АЗС используются горизонталь­ ные и вертикальные стальные резервуары ем костью от 5 до 50 куб. м и с толщиной стенки 3...4 мм. Резервуары на АЗС, как правило, рас­ пределяются следующим образом: 75 % — под бензины, 15 % — под дизельное топливо и до 10 % — под масла.

Резервуары АЗС рассчитаны на избыточное давление 700 000 и ва­ куум — 1000 Па.

Замерное устройство (5) служит для замеров уровня взлива неф ­ тепродукта в резервуаре. Оно обеспечивает вертикальное направле­ ние замерной рейки (метрштока). Конструктивно замерное устрой­ ство представляет собой перфорированную трубу диаметром 40 мм с крышкой.

Для соединения раздаточных колонок с резервуарами предназна­ чено всасывающее устройство, состоящее из приемного клапана (3), углового предохранителя (4) и всасывающего трубопровода.

Н азн ачен и е приемного клапана (3) — предотвращ ение слива нефтепродукта из всасывающего трубопровода в резервуар после от­ ключения раздаточной колонки. При прекращении работы насоса дав­ ление в трубопроводе и в резервуаре выравнивается и тарелка кла­ пана под действием собственного веса садится на седло, перекрывая сечение.

Угловой предохранитель (4) предотвращ ает расп ростран ен и е пламени по всасывающему трубопроводу. Для этого внутри метал­ лического корпуса установлена латунная сетка, выполняющая одно­ временно роль фильтра для нефтепродукта, откачиваемого из резер­ вуара.

Топливо-раздаточные колонки предназначены для заправки ма­ шин с одновременным замером количества выданного горючего или масла.

Несмотря на различия в конструкциях колонок, все они имеют в своем составе насос, счетчик жидкости, фильтр, раздаточный ру­ кав и раздаточный кран.

Насос топливораздаточной колонки предназначается для перекач­ ки топлива из резервуара АЗС в баки автомашин. Так как резервуар находится ниже колонки, то насос является самовсасывающим. Про­ изводительность насосов топливораздаточных колонок находится в пре­ делах от 20 до 70 л/мин.

Счетчик жидкости служит для изм ерения расхода отпускаемого потребителям топлива или масла. Результаты мгновенных измерений суммируются и фиксируются на счетном устройстве как общее коли­ чество отпущенной жидкости.

vkГлпва.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа________________________211

фильтр служит для очистки от механических примесей жидкости, поступающей в колонку.

Раздаточный рукавпредназначается для перекачкижидкости и со­ единения колонки с раздаточным краном. В раздаточных колонках используются резино-тканевые бензостойкие рукава диаметром 25 мм на давление 0,4 МПа.

Раздаточный кран служит для быстрого отсечения струи горюче­ го при достижении предельного уровня его в баке автомашины, что­ бы тем самым предотвратить перелив и связанные с этим потери.

5.2. ХРАНЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗА

5.2.1. Неравномерность газопотребления и методы ее

компенсации

Расходование газа промышленными и особенно коммунально-бы­ товыми потребителями, как правило, неравномерно и колеблется в те­ чение суток, недели и года.

В часы приготовления и потребления пищи расходование газа выше, чем в другое время суток. В выходные дни расход газа выше, чем в будни. Зимой расход газа всегда больше, чем летом, когда вы­ ключается отопительная система. Поскольку газ по газопроводу по­ дается в одном и том же количестве, исходя из среднечасового расхо­ да, то в одни периоды времени (днем, в выходные и воскресные дни) возможно возникновение его нехватки, а в другие (ночью, в будни) — появляется избыток газа.

Чтобы газоснабжение потребителей было надежным, избыток газа необходимо где-то аккумулировать с тем, чтобы выдавать его в газо­ вую сеть в периоды пикового газопотребления.

Для компенсации неравномерности потребления газа в течение су­ ток, недели ш ироко используется метод его аккумулирования в по­ следнем участке газопровода. В принципе газопровод представляет собой протяженную емкость большого геометрического объема. Чем больше давление, тем больше газа она вмещает. Увеличивая противо­ давление в конце газопровода в периоды пониженного газопотребле­ ния, можно накапливать газ в трубопроводе, не прекращая при этом его перекачки.

Для компенсации суточной неравномерности газопотребления ис­ пользуют также газгольдеры высокого и низкого давления — сосуды специальной конструкции.

Для покрытия сезонной неравномерности газопотребления требу­ ются крупные хранилища. На газгольдеры в этом случае расходуется

vk212.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

слишком много стали и требуются значительные площади для их ус­ тановки. Поэтому компенсацию сезонной неравномерности газопотребления осуществляют с помощью подземных хранилищ, удель­ ный расход металла на сооружение которых в 20...25 раз меньше (см. далее).

5.2.2. Хранение газа в газгольдерах Газгольдерами называют сосуды большого объема, предназначен­

ные для хранения газов под давлением. Различают газгольдеры низ­ кого (4000 Па) и высокого (от 7 • 104 до 30 • 104 Па) давления. В газголь­ дерах первого типа рабочий объем является переменным, а давление газа в процессе наполнения или опорожнения изменяется незначи­ тельно. Они бывают мокрые и сухие. Мокрые газгольдеры состоят из двух основных частей — вертикального цилиндрического резервуа­ ра, заполненного водой (неподвижная часть), и колокола, помещен­ ного внутри резервуара и представляющего собой цилиндр, откры­ тый снизу и имеющий сферическую кровлю (подвижная часть). Для облегчения перемещения колокола служат ролики. Закачка и отбор газа осуществляются по специальному газопроводу.

Принцип работы мокрого газгольдера следующий. При закачке газа в газгольдер давление под колоколом возрастает и вода частично вытесняется в кольцевое пространство между резервуаром и колоко­ лом. Она играет роль гидравлического уплотнения. Как только давле­ ние газа превысит нагрузку, создаваемую массой колокола, последний начинает перемещаться вверх, освобождая объем для новых коли­ честв газа. При опорожнении газгольдера давление газа под колоко­ лом уменьшается и он опускается.

Для более полного использования объема колокола его высота должна быть равна высоте резервуара. У газгольдеров большого (свы­ ше 6000 куб. м) объема подвижную часть разбивают на несколько звеньев, вкладывающихся друг в друга подобно телескопу. Чтобы из­ бежать перекосов при перемещении подвижных частей, а также для восприятия горизонтальных нагрузок (например, ветровых) к резер­ вуару крепят направляющие, по которым перемещаются ролики, за­ крепленные в верхней части колокола.

Сухие газгольдеры состоят из вертикального корпуса цилиндриче­ ской или многогранной формы с днищем и кровлей, внутри которого находится подвижная шайба (поршень), снабженная специальным уплотнением. Принцип работы сухого газгольдера аналогичен работе паровой машины. Под давлением газа, подаваемого под шайбу, она поднимается вверх до определенного предела, а при отборе газа —

vkГлава.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 213

опускается вниз, поддерживая своей массой постоянное давление в газ­ гольдере. Сухие газгольдеры менее надежны, чем мокрые, но и менее металлоемки.

Недостатком газгольдеров низкого давления является то, что они обладают относительно низкой аккумулирующей способностью.

Газгольдеры высокого давления имеют неизменны й геометриче­ ский объем, но давление в них по мере наполнения или опорожнения изменяется. Хотя геометрический объем газгольдеров этого класса много меньше объема газгольдеров низкого давления, количество хра­ нимого в них газа может быть значительным, благодаря высокому давлению. Так, если в мокром газгольдере объемом 100 куб. м поддавлением 4000 Па можно хранить 104 куб. м газа, то в газгольдере с дав­ лением 1,6 МПа того же геометрического объема — 1700 куб. м, т. е. почти в 17 раз больше.

Газгольдеры высокого давления бывают цилиндрические и сфери­ ческие. Ц илиндрические газгольдеры имеют геометрический объем от 50до 270 куб. м. Поскольку у всех них внутренний диаметр равен 3,2 м, то различаются они лишь длиной цилиндрической части — обечай­ ки. С обеих сторон к обечайке приварены днища, имеющие вид по­ лусферы. Для контроля за давлением газа в газгольдере используют­ ся манометры. Газгольдер устанавливается на фундамент горизонталь­ но либо вертикально.

Цилиндрические газгольдеры рассчитаны на давление от 0,25 до 2 МПа. Толщина их стенки может достигать 30 мм.

Сф ерические газгольдеры в нашей стране имеют геометрический объем от 300 до 4000 куб. м и толщину стенки от 12 до 34 мм. Сфериче­ ская форма сосуда для хранения газа под высоким давлением является наиболее выгодной по металлозатратам и общей стоимости. Монтиру­ ют сферические газгольдеры из отдельных лепестков, раскроенных в виде апельсиновыхдолек, атакже из верхнего и нижнего днищ, имею­ щих форму шарового сегмента. Опоры газгольдеров выполняют в ви­ де цилиндрического стакана из железобетона со стальным опорным кольцом или в виде стоек-колонн, прикрепленных к шару по экватори­ альной линии и связанных между собой системой растяжек.

Батареи стальных газгольдеров высокого давления (до 1,5 МПа) были применены в Москве с целью компенсации неравномерности потребления газа, поступавшего в относительно небольших количе­ ствах по газопроводу Саратов-Москва. Однако с развитием газопро­ водов и ростом объемов потребления газа потребовались газохрани­ лища вместимостью в миллионы кубических метров. Обеспечить хра­ нение таких количеств газа могли только подземные газохранилища.

vk214.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I Основы нефтегазового дела

5.2.3. Подземные газохранилища Подземным газохранилищем (ПХГ) называется хранилищ е газа,

созданное в горных породах.

Различают два типа ПХГ: в искусственных выработках и в порис­ тых пластах. Первый тип хранилищ получил ограниченное распро­ странение. Так, в США на них приходится лишь 6% из 371 ПХГ: 1__ в переоборудованной угольной шахте и 21 — в отложениях каменной соли. Остальные 349 ПХГ относятся к хранилищам второго типа: из них 305 размещены в отработанных нефтяных и газовых месторож­ дениях, а 44 — в водоносных пластах.

Широкое использование хранилищ в истощенных нефтегазовых месторождениях объясняется минимальными дополнительными за­ тратами на оборудование ПХГ, поскольку саму ловушку с проницае­ мым пластом природа уже «изготовила».

Принципиальная схема подземного газохранилища приведена на рис. 5.2.1.

 

%

 

скважины

Рис.

5.2.1. Принципиальная схема наземных сооружений ПХГ:

I

магистральный газопровод; 2 газопровод-отвод; 3, 9

пылеуловители; 4 — компрессорная станция; 5 — сепаратор; 6 —

холодильник (градирня);

7 — маслоотделитель;

8 —

газорас­

пределительный пункт;

10 — установка

осушки

газа;

II — расходомер

 

 

 

vkГлава.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 2 1 5

На рис. 5.2.2 представлен общий вид территории ПХГ.

Рис. 5.2.2. Общий вид территории подземного хранилища газа

Газ из магистрального газопровода (1) по газопроводу-отводу (2) по­ ступает на компрессорную станцию (4), предварительно пройдя очист­ ку в пылеуловителе (3). Сжатый и нагревшийся при компримировании газ очищается от масла в сепараторах (5), охлаждается в градирне, или АВО (6), и через маслоотделители (7) поступает на газораспределитель­ ный пункт ГРП (8). На ГРП осуществляется распределение газа по скважинам.

Давление закачиваемого в подземное хранилище газа достигает 15 МПа. Для закачки, как правило, используются газомотокомпрессоры.

При отборе газа из хранилища его дросселируют на ГРП (8), про­ изводят очистку и осушку газа в специальных аппаратах (9, 10), а за­ тем после замера количества расходомером (11) возвращают в маги­ стральный газопровод (1). Если давление газа в подземном хранили­ щ е недостаточно высоко, его предварительно компримируют и охлаждают.

vk216.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть L Основы нефтегазового дела

Очистка газа от пыли, окалины и частиц масла перед его закачкой в хранилище имеет очень большое значение, так как в противном случае засоряется призабойная зона и уменьшается приемистость скважин.

Оптимальная глубина, на которой создаются подземные газохрани­ лища, составляет от 500 до 800 м. Это связано с тем, что с увеличением глубины возрастают затраты на обустройство скважин. С другой стороны, глубина не должна быть слишком малой, так как в хранилище создаются достаточно высокие давления.

Подземное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая каждый сезон несколько больший объем газа, чем тот, который отби­ рается.

Общий объем газа в хранилище складывается из двух составляю­ щих: активной и буферной. Буферный объем обеспечивает минималь­ но необходимое заполнение хранилища, а активный — это тот объем газа, которым можно оперировать.

5.2.4. Газораспределительные сети

Газораспределительной сетью называют систему трубопроводов и оборудования, служащую для транспорта и распределения газа в на­ селенных пунктах. Общая протяженность газовых сетей в нашей стра­ не составляет около 200 тыс. км.

Газ в газораспределительную сеть поступает из магистрального газо­ провода через газораспределительную станцию. В зависимости от дав­ ления различают следующие типы газопроводов систем газоснабжения:

высокого давления (0,3...1,2 МПа);

среднего давления (0,005...0,3 МПа);

низкого давления (менее 0,005 МПа).

Взависимости от числа ступеней понижения давления в газопро­ водах системы газоснабжения населенных пунктов бывают одно-, двух- и трехступенчатые (рис. 5.2.3):

1) одноступенчатая — это система газоснабжения, при которой рас­ пределение и подача газа потребителям осуществляются по газо­ проводам только одного давления (как правило, низкого); она применяется в небольших населенных пунктах; >

2)двухступенчатая система обеспечивает распределение и подачу газа потребителям по газопроводам двух категорий: среднего и низкого или высокого и низкого давлений; она рекомендуется

для населенных пунктов с большим числом потребителей, раз­ мещенных на значительной территории;

3)трехступенчатая — это система газоснабжения, где подача и рас­ пределение газа потребителям осуществляются по газопроводам

vkГлава.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 2 1 7

Н Ж И И | ) | Н Н И Н ^

Рис. 5.2.3. Принципиальная схемагазоснабжениянаселенныхпунктов:

а—одноступенчатая; б—двухступенчатая; в —трехступенчатая;

1— отвод от магистрального газопровода; 2 — ГРС; 3 — газопровод низкого давления; 4 — газопровод среднего давления; 5 6 —

газорегуляторный пункт; 7 — газопровод высокого давления

vk218.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

и низкого, и среднего и высокого давлений; она рекомендуется для больших городов.

При применении двух- и трехступенчатых систем газоснабжения дополнительное редуцирование газа производится на газорегулятор­ ных пунктах (ГРП).

Газопроводы низкого давления в основном используют для газо­ снабжения жилых домов, общественных зданий и коммунально-бы­ товых предприятий. Газопроводы среднего и высокого (цо 0,6 МПа) давлений предназначены для подачи газа в газопроводы низкого дав­ ления через городские ГРП, а также для газоснабжения промышлен­ ных и крупных коммунальных предприятий. По газопроводам высо­ кого (более 0,6 МПа) давления газ подается к промышленным потре­ бителям, для которых это условие необходимо по технологическим требованиям.

По назначению в системе газоснабж ения различают распреде­ лительные газопроводы, газопроводы-вводы и внутренние газопро­ воды. Р асп редели т ельн ы е га зо п р о во ды обеспечивают подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов. Г азопроводы - вводы соединяют распределительные газопроводы с внутренними газопроводами зданий. Внут ренним называют газопровод, идущий от газопровода-ввода до места подключения газового прибора, теплоагрегата и т. п.

По расположению в населенных пунктах различают наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые, межпоселко­ вые) и внутренние (внутрицеховые, внутридомовые) газопроводы.

По местоположению относительно поверхности земли различа­ ют подземные и надземные газопроводы.

По материалу труб различают газопроводы металлические (сталь­ ные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые, асбоцементные идр.).

Подключение и отключение отдельных участков газопроводов и по­ требителей газа осуществляют с помощью запорной арматуры — за­ движек, кранов, вентилей. Кроме того, газопроводы оборудуют следую­ щими устройствами: конденсатосборниками, линзовыми или гибкими компенсаторами, контрольно-измерительными пунктами ит. п.

5.2.5. Газорегуляторные пункты Газорегуляторные пункты (ГРП) устанавливаются в местах соеди­

нения газопроводов различного давления. ГРП предназначены для снижения давления и автоматического поддержания его на заданном уровне.

vkГлава.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 219

Схема ГРП приведена на рис. 5.2.4. Она включает в себя входной газопровод (1), задвижки (2), фильтр (3), предохранительный клапан (4), регулятор давления (5), выходной (6) газопровод, манометры (7). Газ, поступающий на ГРП, сначала очищается в фильтре (3) от механиче­ ских примесей. Затем проходит через предохранительный клапан (4), который служит для автоматического перекрытия трубопровода в слу­ чае повышения выходного давления сверх заданного, что свидетель­ ствует о неисправности регулятора давления (5). Контроль за рабо­ той регулятора (5) ведется также с помощью манометров (7).

Рис. 5.2.4. Технологическая схема ГРП: 1 — входной газопровод; 2 —отключающиеустройства; 3 —фильтр; 4 —предохранительный запорный клапан; 5 —регулятор давления; 6 —выходной газопровод; 7—манометр; 8 —предохранительный сбросной клапан; 9 —байпас; 10—регулирующая задвижка на байпасе

Некоторые ГРП оборудуются приборами для измерения количества газа: диафрагмами в комплекте с дифференциальными манометрами или ротационными счетчиками.

5.2.6. Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции

Целесообразность использования природного газа в качестве мо­ торного топлива обусловливается тремя факторами: экологической безопасностью, длительной энергообеспеченностью и дешевизной.

На долю автотранспорта приходится более 70% от общего объема вредных веществ, попадающих в атмосферу городов и промышлен­ ных центров. Содержание вредных веществ в выхлопах автомобилей, работающих на природном газе, в 4...5 раз меньше: резко сокраща­ ются выбросы сажи дизельными двигателями и полностью исключает­

vk22.com/club1526850500 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

ся попадание в окружающую среду свинца от автомобилей, ранее ра­ ботавших на этилированном бензине.

Мировые запасы газа многократно превышают запасы нефти. Раз­ веданные запасы газа в России позволяют сохранить достигнутый уро­ вень его добычи в течение по крайней мере 200 лет. Добыча же нефти неуклонно снижается.

Наконец, при использовании в качестве моторного топлива 1 куб. м природного газа заменяет 1 л бензина, но цена его примерно в 2 раза меньше.

Для заправки автомобилей природным газом служат автомобиль­ ные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС). Принци­ пиальная схема АГНКС приведена на рис. 5.2.5.

Газ, поступающий из газопровода (1), очищается от механических примесей в блоке фильтров. Для этого используются четыре сетчатых фильтра (2), которые задерживают частицы размером больше 15 мкм. Затем замеряется его количество расходомером (3). В блоке компрес­ сорных установок газ сжимают до 25 МПа. Каждый компрессор (4) имеет четыре цилиндра, через которые газ проходит последователь­ но. В первом цилиндре он сжимается от 1 до 2,5 МПа, во втором — от 2,5 до 7,5 МПа, в третьем — от 7,5 до 13 МПа, в четвертом — от 13 до 25 МПа.

Газомоторное топливо должно быть сухим, поскольку пары воды уменьшают его теплотворную способность. Поэтому скомпримированный газ подвергают осушке. Блок осушки включает в себя два ад­ сорбера (5), заполненных цеолитом. Газ осушается в них поперемен­ но. Отключенный адсорбер в это время находится на регенерации. Делают это с помощью подогретого электронагревателем (6) газа, на­ зываемого газом регенерации.

Насыщенный влагой газ регенерации подается в холодильник (7). Там влага и частицы масла конденсируются и выводятся в масловлагоотделитель (8). После этого газ регенерации поступает обратно в ком­ прессор.

Осушенный газ направляется в блок аккумуляторов, объем каж­ дого из которых составляет 9 куб. м. Аккумуляторы (9) играют роль буферных емкостей, благодаря которым можно не менять режим ра­ боты компрессоров при изменении числа заправляемых автомобилейИз аккумуляторов газ подается в блок раздачи. Шланг (10) разда­ точной колонки присоединяют к газобалонной установке автомоби­ ля, плотно затягивая гайку на наконечнике шланга. Манометр на ко­ лонке показывает давление газа в баллонах автомобиля. Когда оно до­

стигает 20 МПа, выдача газа прекращается.

Рис. 5 .2 .5 . П р и н ц и п и а л ь н а я схем а А ГИ К С : 1 — га зо п р о в о д ; 2 ф ильт р; 3 р а сх о д о м е р ; 4 — ком п рессор; 5 а д со р б ер ; 6 эл ек т р о н а гр ева т ел ь; 7 — холодильник; 8 — м а сл о вл а го о т д ел и т ел ь; 9 — аккум улят ор га за ; 10 р а зд а т о ч н ы й ш лан г

221 com/id446425943газа и нефтепродуктов.vk | com/club152685050нефти, Хранение .5 Глава.vk

vk222.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

5.2.7. Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения

Наряду с природным газом в системе газоснабжения широко ис­ пользуются сжиженные газы (пропан, бутан и др.).

В зависимости от расхода газа, климатических условий и вида по­ требителей системы их снабжения сжиженными газами подразделя­ ются на следующие типы:

1)индивидуальные и групповые баллонные;

2)групповые резервуарные с естественным или искусственным ис­ парением;

3)групповые резервуарные установки по получению взрывобезо­

пасных смесей газа с воздухом.

Индивидуальной баллонной установкой н азы ваю т установку, имеющую не более 2-х баллонов со сжиженным газом. Данные уста­ новки предназначены, в основном, для газоснабжения потребителей с небольшим расходом газа, например, отдельных квартир, садовых домиков и т. п. Сжиженный газ в данном случае хранится в баллонах объемом 5,27 или 50 л, которые размещаются либо на улице (в специ­ альных шкафах), либо в помещении.

Групповые баллонныеустановки использую тсядлягазоснабж е- ния жилых малоквартирных зданий, мелких коммунально-бытовых и промышленных предприятий. В их состав входит более 2-х баллонов сжиженного газа. Суммарный объем баллонов не должен превышать 600 л при расположении шкафа с ними около зданий и 1000 л — при размещении шкафа вдали от зданий.

Групповые баллонные установки оснащаются регулятором давле­ ния газа, общим отключающим устройством, показывающим мано­ метром, сбросным предохранительным клапаном.

Групповые резервуарные установки с естественным испарением

состоят из нескольких емкостей, соединенных между собой уравни­ тельными парофазными и жидкостными трубопроводами. Резервуа­ ры оборудуются арматурой для их заполнения сжиженным газом, средствами замера уровня жидкой фазы, предохранительными кла­ панами, регуляторами давления. ^

Резервуары устанавливаются на земле или под землей, стационарно или регулярно завозятся к месту размещения. При стационарной установ­ ке резервуаров сжиженный газ для них доставляется автоцистернами.

Емкость резервуаров в групповых установках достигает 50 куб. м, а суммарный объем резервуаров в установках — 300 куб. м.

К сожалению, на работу установок с естественным испарением сжиженного газа существенное влияние оказывает температура окру”

vkГлава.com/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 223

жающей среды: в соответствии с ее колебаниями изменяются произ­ водительность по паровой фазе и теплота сгорания газа.

Для больших промышленных объектов и крупных населенных пунктов использую т групповые резервуарные установки с искусст­ венным испарением. Они отличаются наличием специального тепло­ обменного аппарата — испарителя. Расход жидкой фазы, подаваемой в испаритель, зависит от потребности в паровой фазе.

Недостатком установок с искусственным испарением сжиженных газов является то, что при температурах ниже О"С требуется использо­ вать газы, пары которых не будут конденсироваться в трубопроводах.

Свойства природного газа и паровой фазы сжиженных углеводо­ родных газов неодинаковы. Последняя имеет большие плотность и те­ плоту сгорания. Это создает определенные проблемы в тех случаях, когда сжиженный газ используется в качестве резервного топлива на случай прекращения подачи природного газа или его нехватки. По­ этому получили распространение групповые резервуарные установ­ ки по получению горючих смесей газа с воздухом для газо сн аб ж е ­ ния. Для замены природного газа целесообразны смеси следующего состава: 1) 47% бутана + 53% воздуха; 2) 58% пропана + 42% воздуха.

5.2.8. Хранилища сжиженных углеводородных газов (СУГ)

Все хранилища для сжиженных углеводородных газов по своему назначению делятся на четыре группы:

1) хранилища, находящиеся на газо- и нефтеперерабатывающих заводах, т. е. в местах производства СУГ;

2)хранилища, обслуживающие базы сжиженного газа и резерву­ арные парки газонаполнительных станций, где осуществляется налив СУГ в транспортные средства и газовые баллоны;

3)хранилища у потребителей, предназначенные для их газоснаб­ жения;

4)хранилища для сглаживания неравномерности газопотребления. Сжиженные углеводородные газы хранят в стальных резервуарах,

подземных хранилищах шахтного типа и в соляных пластах. Стальные резервуары бывают горизонтальные цилиндрические и

сферические, а в зависимости от способа установки — надземные, подземные и с засыпкой.

Горизонт альны е цилиндрические резервуары имеют объем 25,50,100, 160, 175 и 200 куб. м. Каждый резервуар оборудован запорной арматуРой, термометром, указателем уровня жидкой фазы, предохранитель­ ным клапаном, сигнализатором предельного уровня, вентиляционным люком и люком для внутреннего осмотра резервуара.

vk.com/club152685050224 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Надземная установка резервуаров наиболее дешева, но давление

вних изменяется в соответствии с температурой окружающей среды растет днем и уменьшается ночью. Подземная установка резервуаров обеспечивает стабильность температуры и соответственно давления

вних, но требует дополнительных затрат. Близкий результат достига­ ется, если резервуар установить надземно и присыпать грунтом, но он

дешевле подземной установки.

Горизонтальные цилиндрические резервуары размещаются группами. С ф ери чески е р езе р в у а р ы по сравнению с цилиндрическими тре­ буют меньшего расхода металла на единицу объема емкости, благо­ даря меньшей площади поверхности и меньшей толщине стенки ре­

зервуара.

Сферические резервуары рассчитаны на давление 1,8 МПа, име­ ют объем до 4000 куб. м и толщину стенки до 34 мм. Устанавливаются они только на поверхности земли.

Конструкции хранилищ шахтного типа и в соляных пластах иден­ тичны аналогичным хранилищам, применяемым для хранения нефте­ продуктов.

В последнее время все большее применение получает хранение сжиженных углеводородных газов в низкотемпературных изотерми­ ческих резервуарах при атмосферном давлении. Для этого темпера­ тура СУГ должна составлять не более (°С): н-бутана — минус 0,6; изо­ бутана — минус 12; пропана — минус 42,1; этана — минус 88,5.

Подсчитано, что при низкотемпературном хранении 0,5 млн т СУГ за счет уменьшения толщины стенки экономия металла составляет 146 тыс. т, а эксплуатационные расходы уменьшаются на 30...35%.

РЕЗЮМЕ

Хранение и распределение нефти и нефтепродуктов производит­ ся на нефтебазах/резервуарных парках, нефтеналивных терминалах, автозаправочных станциях и в подземных хранилищах.

Газ хранят в газгольдерах и подземных хранилищах. Распределение газа производится через газораспределительные станции и пункты.

Сжиженные углеводородные газы хранят в стальных резервуарах, подземных хранилищах шахтного типа и в соляных пластах.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Чем резервуарные парки отличаются от нефтебаз?

2.Назовите основные типы нефтебаз.

vk.Главаcom/club1526850505. Хранение нефти, нефтепродуктов| vk.com/id446425943и газа 225

3.Какие операции производятся на нефтебазах?

4.Какие объекты входят в состав нефтебаз?

5.Перечислите основные виды нефтеналивных терминалов. В чем их различия?

6.Назовите основные типы подземных хранилищ.

7.Какие процессы производятся на АЗС?

8.Назовите типы газгольдеров.

9.Перечислите основные характеристики газораспределительных сетей.

10.Для чего применяются газорегуляторные пункты?

ЛИТЕРАТУРА

1. Основы нефтегазового дела: Учебник/ А А Коршак, А.М. Шаммазов. — 2-е изд., доп. и испр. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

2. Смирнов А .К . Подземные хранилища газа в водоносных пластах: Учеб, пособие для вузов. — М.: Компания Спутник+ , 2003.

3. Устройство, проектирование и сварка вертикальных цилиндри­ ческих резервуаров: Учеб, пособие для студентов вузов / Л.Г. Шафранский, А.В. Царьков, В.В. Коряжкин. — Брянск: Изд-во БГТУ, 2003.

4. Эксплуатация и ремонт технологического оборудования топливо­ заправочных комплексов и нефтескладов: Учеб, пособие / В.П. Кова­ ленко, А.В. Симоненко, В.С. Лоскутов. — М: ФГОУВПО МГАУ, 2003.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВА6. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ НЕФТЕГАЗОВОГО БИЗНЕСА

6.1.Основные понятия и категории

6.2.Общие принципы анализа экологических рисков при оценке экологической безопасности нефтяных и газовых объектов

6.3.Принципы обеспечения экологической безопасности при сооружении и эксплуатации нефтегазовых объектов

6.4.Мероприятия по защите природной окружающей среды при проектировании и строительстве нефтегазовых объектов

6.4.1.Общие положения

6.4.2.Воздействие на земельные ресурсы, атмосферный воздух, водную среду, флору и фауну.

6.4.3.Сбор и утилизация строительных отходов, мусора, производственных и бытовых отходов

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

6Л. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И КАТЕГОРИИ

В области экологической безопасности нефтегазового бизнеса осно­ вополагающими понятиями являются: безопасность, угрозы безопас­ ности, энергетическая безопасность, экологическая безопасность, на­ дежность трубопроводных систем, риски трубопроводных систем. Эко­ логическая безопасность должна обеспечиваться на всех этапах/сферах нефтегазового бизнеса, в том числе: на этапе разведки и разработки месторождений нефтяных и газовых месторождений; строительства и эксплуатации нефтегазовых объектов; транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа; переработки нефти, газа и углеводородного сырья; хранения и распределения нефти, нефтепродуктов и газа.

Согласно Закону РФ «О промышленной безопасности...» (ст. 3) безопасность — «состояние защищенности жизненно важных инте­ ресов личности, общества и государства от внутренних и внешних угроз. Ж изненно важные интересы — совокупность потребностей, удовлетворение которых надежно обеспечивает существование и воз­ можность прогрессивного развития личности, общества и государст­ ва». Различают:

vkГлава.com/club1526850506. Экологическая безопасность| vk.нефтегазовогоcom/id446425943бизнеса 227

. социальную безопасность: правовую, интеллектуальную, духов­ но-культурную;

экономическую безопасность: финансовую, хозяйственную, техно­ логическую;

территориальную безопасность: экологическую, сырьевую, ж из­

ненную.

Угрозы безопасности возникают при чрезвычайных ситуациях природного и техногенного характера.

Чрезвычайная ситуация— это обстановка на определенной терри­ тории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явле­ ния, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут по­ влечь или повлекли за собой человеческие жертвы, нанести ущерб здоровью людей, окружающей среде или причинить значительные материальные потери и нарушить условия жизнедеятельности людей. По источнику возникновения чрезвычайные ситуации подразделяют­ ся на техногенные и природные.

Т ехногенны е чрезвы чай ны е си т уац и и классифицируются по типам аварий: выбросы опасных веществ, пожары, взрывы, затопления, раз­ рушения сооружений, крушение транспортных средств и др.

П р и родн ы е ч резвы чай н ы е си т уац и и классифицируются по видам стихийных бедствий: геофизические, геологические, гидрометеоро­ логические и массовые заболевания.

По масштабу возможных последствий чрезвычайные ситуации де­ лятся на:

частные — последствия ограничиваются одной установкой, за­ данием (работы по ликвидации последствий проводятся штат­ ным персоналом);

объектовые, местные — последствия ограничиваются населен­ ным пунктом (кликвидации последствий привлекаются терри­ ториальные формирования гражданской обороны);

региональные — последствия распространяются на область, крупный регион (к ликвидации привлекаются соединения и час­ ти гражданской обороны, все виды военизированных формиро­ ваний) ;

глобальные — последствия захватывают несколько субъектов РФ

исопредельные страны (привлекаются силы гражданской обо­

роны, вооруженные силы).

Промышленная безопасность тесно связана с энергетической безо­ пасностью, которую понимают, как возможность страны обеспечить, с одной стороны, стабильность физических поставок энергоносите­ лей для внутреннего потребления, а с другой — предотвратить рез­

vk.228com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть 1. Основы нефтегазового дела

кие ценовые колебания на них или создать условия максимально без­ болезненной адаптации национальной экономики к новым ценовым пропорциям.

В течение многих лет топливно-энергетический комплекс России (ТЭК) является основой энергоснабжения страны и одним из ее важ­ нейших народно-хозяйственных комплексов. В то же время деятель­ ность предприятий ТЭК, направленная на благо всей страны, приво­ дит к техногенному воздействию на окружающую природную среду. На его долю приходится около 48% выбросов вредных веществ в ат­ мосферу (в том числе: на долю предприятий электроэнергетики при­ ходится в настоящее время 25,3%, нефтедобычи — 10,6%, нефтепере­ работки — 4,8%, угольной отрасли — около 4%, газовой отрасли — 3,2% от общепромышленных выбросов загрязняющих веществ), 23% сбро­ са загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты, око­ ло 22% образования вредных отходов (в том числе угольной — 9,7%, электроэнергетики — 6,6%, нефтедобывающей — 4,7%, нефтеперера­ батывающей 0,8%, газовой — 0,1%) и до 70% общего объема парнико­ вых газов.

Нефтегазовый комплекс (НГК) является одним из составляющих ТЭК. На всех стадиях осуществления хозяйственной деятельности в НГК объектами воздействия являются практически все компонен­ ты природной среды: атмосферный воздух, поверхностные и подзем­ ные воды, морские акватории, почвы, недра, растительный покров, биотические комплексы.

Все это определяет сложность и многоплановость задач в области обеспечения экологической безопасности и охраны окружающей среды в НГК, решение которых во многом зависит и от общего эконо­ мического состояния страны. К этому следует добавить сравнитель­ но низкий уровень экологичности технологических процессов, высо­ кий моральный и физический износ основного оборудования.

Проблемы безопасности системы трубопроводного транспорта яв­ ляются ключевыми в энергетической безопасности, особенно в сле­ дующих аспектах:

экологическая безопасност ь, определяемая как защищенность от чрезмерного загрязнения среды обитания вредйыии вещест­ вами и излучениями, деградации почв, ландшафтов, ухудшения биосферы, негативных воздействий на верхние слои земной коры при добыче полезных ископаемых;

п рои зводст вен н ая безоп асн ост ь, характеризующая защищен­

ность от нарушения технических систем — аварий, катаст­ роф, — вызываемых или сопровождаемых пожарами, взрыва­

vkГЛПВО.com/club1526850506. Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса 229

ми, выбросами вредных веществ и т. д., а также несоблюдением норм и правил техники безопасности;

т ехн ологи ческая безоп асн ост ь, рассматриваемая как защита от следующих угроз: снижение технического уровня производст­ ва, массовое сохранение устаревшей техники, невосприимчи­ вость экономики к инновациям, чрезмерная зависимость от за­ рубежных технологий и оборудования, снижение уровня науч­ но-исследовательских и опытно-конструкторских работ;

прот ивост ихийная безопасност ь, основными угрозами которой

являются несоблюдение соответствующих требований при раз­ мещении, строительстве и эксплуатации производственных и жилых объектов, малая достоверность прогнозирования стихий­ ных бедствий, неподготовленность населения и специализиро­ ванных служб к природным катаклизмам и преодолению их по­ следствий;

сы рьевая безоп асн ост ь, характеризующая защ ищ енность от де­ фицита разных видов сырья и материалов, от нарушений их внешних поставок, от низкой эффективности использования в народном хозяйстве, незначительного уровня самообеспече­ ния страны и/или регионов.

Всоответствии с концепцией национальной безопасности Россий­ ской Федерации, утвержденной Указом Президента РФ (№ 1300 от 17де­ кабря 1997 г.), экологическая безопасность является неотъемлемой составляющей национальной безопасности страны, необходимым условием ее перехода на модель устойчивого развития.

Всоответствии с законами «Об охране окружающей природной среды», «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуа­ ций природного и техногенного характера», «О безопасности» под экологической безопасностью следует понимать защищенность ж из­ ненно важных интересов личности, общества и государства от внут­ ренних и внешних угроз, создаваемых вследствие чрезвычайных си­ туаций природного и техногенного характера.

Одной из крупнейших экологических проблем в НГК, особенно острой для традиционных нефтедобывающих регионов, является за­ грязнение природной среды нефтью и нефтепродуктами. Темпы ути­ лизации отходов остаются низкими, прогнозы крупномасштабного ис­ пользования отходов не реализуются.

Серьезной проблемой является концентрация негативного воздей­ ствия деятельности предприятий НГК в нефтегазодобывающих регио­ нах, к этому следует добавить недостаточный уровень экологичности технологических процессов, высокий моральный и физический из­

vk2.3com/club1526850500 | vk.com/id446425943Часть 1. Основы нефтегазового дела

нос основного оборудования, недостаточную развитость природоохран­ ной структуры (систем предотвращения и снижения негативных воздействий на природную среду).

Осуществление программы освоения новых месторождений север­ ных и восточных территорий (Тимано-Печорский регион, п-ов Ямал, Восточная Сибирь, Дальний Восток) требует решения проблемы со­ хранения чрезвычайно уязвимых экосистем этих удаленных регио­ нов с суровыми природно-климатическими условиями.

Одной из важнейших проблем является обеспечение экологиче­ ской безопасности при реализации крупномасштабных проектов ос­ воения нефтегазовых месторождений шельфа арктических морей и острова Сахалин, морских месторождений Каспийского и Балтийско­ го морей. Эти проекты реализуются в районах, богатых биоресурса­ ми, в том числе ценными видами рыб и другими объектами водного промысла.

Трубопроводный транспорт углеводородов России — сложная техническая система с мощным энергетическим потенциалом. В нее входят установки подготовки газа, нефти к дальнему транспорту, про­ мысловые, магистральные и распределительные трубопроводы, ком­ прессорные и насосные станции, резервуарные парки, подземные хранилища, морские терминалы.

Нефте- и газопроводы (включая линейные и наземные сооруже­ ния) по своим энергетическим характеристикам и возможным послед­ ствиям аварий являются объектом повышенной опасности. Поэтому особое значение приобретают вопросы их технической и экологиче­ ской безопасности. В результате предъявляются высокие требования по обеспечению надежности и безопасности их функционирования.

Общая безопасность опасных объектов нефтегазовой отрасли ба­ зируется на нормативной основе, в которой рассматривают:

степень опасности;

типы аварийных ситуаций;

набор поражающих факторов;

систему критериев безопасности.

Безопасность рассматривается как свойство комплексного поня­ тия надежности объекта (системы), которая в самом пйфоком смыс­ ле определяется как свойство объекта не допускать ситуаций, опас­ ных для людей и окружающей среды.

Надежность трубопроводных систем связана в первую очередь с экологическими критериями, поскольку полная или частичная ут­ рата трубопроводной системой работоспособности неизбежно сопро­ вождается отрицательным воздействием на окружающую среду.

vkт^ава.com/club1526850506. Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса 231

Объект энергетики может быть потенциально опасным и при пол­ ностью работоспособном состоянии из-за технического несовершен­ ства или недостаточного объема работ по регенерации природной среды после окончания строительства.

Примером технического несовершенства может служить работа газотурбшшых установок на компрессорных станциях с превышением допустимых пределов концентрации вредных веществ в выхлопных га­ зах. Перечисленные ниже ситуации являются отказами по безопасно­ сти, но могут не приводить к нарушениям технологического процесса:

утечка газа внутри производственного помещения на КС;

локальные пожары, не оказавшие влияния на течение основно­ го производственного процесса;

негативные экологические последствия от растепления вечно­ мерзлых грунтов вокруг трубопровода.

Отказы по безопасности по природе последствий делятся на сле­ дующие группы:

• отказы, опасные для населения (в пределах жилой застройки, в местах пересечения трубопроводов с транспортными комму­ никациями);

отказы, опасные для обслуживающего персонала;

отказы, приводящие к деградационным изменениям окружаю­ щей среды;

отказы, приводящие к материальному ущербу (разрушение жи­ лых и производственных помещений, других трубопроводов, коммуникаций, линий электропередач и т. д.).

По протеканию процессов отказы по безопасности могут быть вне­ запными (разлив нефтепродуктов, взрыв, возгорание) или постепен­ ными (деградация территорий из-за повреждения почвенного покро­ ва при строительстве, термокарст, заболачивание, изменение водно­ го режима рек и ручьев и т. д.).

Классификация возможных нарушений природной среды при строительстве нефте- и газопроводов представлена в табл. 6.1.1.

6.2. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ АНАЛИЗА ЭКОЛОГИЧЕСКИХ РИСКОВ ПРИ ОЦЕНКЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ

Основным общепринятым показателем безопасности являет ся Риск. Этот термин не имеет однозначного определения. Наиболее Употребительны следующие толкования:

vk.232com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть /, Основы нефтегазового д€Ла

Таблица 6.1,1

газопроводов

 

Классификация возможных нарушений природной среды при строительстве нефте- и

ill

Л!

п\ I

Н

h

_ О5

1|1

И

t 5 = i ¥ £ £ = й n I О

s 2 2.

а> « в : л * —.

X S

 

I П 1 щ

S o —4:

Л О

л

о»

и d х :

 

2 о

 

 

^ ро.г О<пI<: з5

 

 

х о ^ ;

 

 

5

4

ф

■g § 1

 

I

 

>

о 0.1

 

аэ 5

Q1

О G

О 0

a w

ф

£

\QQiQ

W^

ф 2?

Ё §

, X CL

s х 2

 

 

I ЙU л

х §

“ " 3 5 . | з i

. G S s i | ^ a |

!■? S “■ & §! I S

. cu a и c S u a

о

Xx

5

 

 

|

O ! £ !

 

3 !

 

I

о > й '

 

 

S щ щ О

 

5 1? i

 

£

 

 

 

i - e !

 

«гЯ

О.

 

 

 

О. Ш5 *

5

 

3 г?

 

 

*-

I

|g

8 2<_

 

 

 

£ |

к Ь

X

JS^L..

 

О

^

X. « к-

£ g-e £ х I

I

о о а>х ^

i2

——а, о Q —

е

 

£ §

 

 

 

л аэ

 

 

 

I S

 

 

 

о

£ £

| 5

3 о

а>^

Я 2 5

етЗ О

(=с

о

9 —

со -2£■*5

«J

II

vkГлава.com/club1526850506»Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса 233

Продолжение таблицы 6.1Л

£5

£

о j

в i

«> 5 -Е 3? 2

3 & £

&

2

i

о

о

со

§

о

X h~

I <р <■>

а

s i

ЭТО / 1

3 . р -

а«2 го£

£

^J s 0s <!

а

э

 

о .

2

S

 

*

¥

со

а .

£

2

о

I

5

g

S

£g 1 ¥

я£ C

ИО- 5

'О X

ф

X

X

Й s

etd- t^-

c o о £ <

 

I

 

 

g

 

TO

 

=

 

 

 

 

 

 

f

t

 

 

 

 

 

 

<->

5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.

i

2

о

^

s

ffl

 

°

=

I

 

7

л

Л

Я й 'Я

 

 

 

 

 

 

09

£

- 'O

 

о

 

-5ScЙ

X^

rni

П5£ ttt

Й£ ■

 

 

 

1

 

 

 

2

о

 

 

^

Ф

 

 

&

g

 

 

о

ж

 

 

2

 

 

 

 

 

 

= г

ф О. W w

; *

S

5 * $

х

х ж

л

 

Е

i i i i i

>k s

5- с

ш ^

25 'О jS « I °

>> О X >% i- О

§®

Is

&Й ■

X TO

4>

CO

a>

i

ж «

5 «5

^ w s

^ M ^

«3tr

&3 „ „ 3-

Оg

X3; IQ*

Qg_

с о

c

> s

о

о

- &

 

 

 

X

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

 

 

 

 

о

V

<D

 

 

 

 

£

§

 

 

 

i ■§■¥ ?5

5f

 

 

 

£

x

I§- _tf

 

2

 

 

 

Q

 

 

 

о

 

 

i

$

 

^

 

 

я

h

 

01

 

S

^ 'g

|^

 

I'

 

-

s S S

 

г

<5 <o

 

 

55

 

■&g CT

 

x

о

 

5 о g

£ fe s

X X £

- £

1

Ш о

£

Jt ® c x a> g

<t>>o

3 Я

Я& x> -* “ •

Q TO x

2

vk234.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть 1> Основы нефтегазового дели

О кончание таблицы 6.1 Л

Ъ

Ж

I

8.

о о

то х

5 ®

о0 gtt

£ о

1 г

■ с g

g IX

2.! I f

И

| | *1

"ТО>I".

1 2

2

£ * *

то

1 £

в

О

•Ж f s *

* §

°

 

*

Z §

Э

о

J;

о О

?

I

=

8

о

*

 

О. « S

 

S 3 g

§ 1

|

| *

то то

|

1

|

 

U.с

с

 

ТОТО®

 

X то X

 

 

40

 

 

 

? ж

 

2

 

1 X

 

£

г Б S

 

*

 

•х « £

! * ! § - _

 

со х х

g

0 « «

| | 8 5 1

£ 8

§

5

с 5 2

 

О

* 1 1 ! & Ш п »

i i s S i i i i

1 S 3 g £ S = S.S.S г

£& л

O

5 Йь

o

5 S

- о

ТО05

o

C

 

: ^

 

. O

j » x

X S

g > s O s с О а . о

£ 3

 

 

 

 

 

 

Ж

 

 

 

 

 

 

 

 

X

 

 

 

о о

_ О X

 

X

 

 

 

X

 

 

*

3

 

 

 

 

 

g

 

 

I

 

 

^

 

pi

 

 

 

 

I t s

 

к

 

 

 

 

 

«то

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о .

 

 

|

5

i

l

 

l

g

£ 3

 

Л гв

* g

 

 

 

“* Жg

£ 8

 

 

 

 

$

I

 

 

г

 

 

 

 

 

х я

£ g ж8:

 

 

11!

 

 

 

 

 

s 7

 

л О

 

 

= ТО* F

 

х

s

£

 

 

 

 

О > и

 

 

 

 

 

о

ж

 

7

 

 

 

 

 

8 £ g

 

g

 

 

 

5 .ЭЕэahР

§ *

 

i

 

О «

S

 

 

&

I

 

S

 

 

 

I

S . S

S

 

|

 

&

°

 

* s

I

 

g 1 !

 

* 3 £

р х

 

х

 

то

Э

S

g г *

2 ±

g

 

I

 

К

> N I—

 

- ь

 

 

 

g l

5 1 г I & & S

о

>*

s

 

5

« !в

т

 

С

 

X

 

w

а

>

 

 

 

 

 

 

t

 

 

 

 

 

§ е

 

 

 

 

 

 

 

 

 

®

 

А

_

 

»

 

 

 

 

 

X

 

о

?

 

*

 

 

 

 

 

5 * * g

 

 

 

 

 

х

 

S

®

 

I

 

 

 

 

 

g

 

х

xi

 

Р

 

 

 

 

 

s

 

«

S

 

3

 

 

 

 

 

То

5

<5 X

 

 

 

 

 

Я х ж Эк

 

 

 

vkГлава.com/club1526850506. Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса 235

вероятность события, представляющего опасность;

средний ущерб, выраженный в натуральном измерении;

комплексная мера опасности, выраженная в условных единицах (баллах).

Количественно риск определяется как произведение вероятности опасного события (отказа) на последствия этого отказа (ущерб, изме­ ряемый в денежном выражении). Понятие риска переводит опасность в разряд измеряемых категорий. Риск является мерой опасности и измеряется в тех же единицах, что и последствия (ущерб) отказа.

Обычно анализ риска рассматривается как составная часть ком­ плексного подхода к принятию реш ений и программ по предупреж­ дению и уменьшению опасности для ж изни человека и для ухудше­ ния качества окружающей среды. Система же принятия реш ений по обеспечению безопасности носит название управление рисками. Го­ ворят такж е об управлении безопасностью или обеспечении промыш­ ленной безопасности.

Различают следующие виды риска при анализе безопасности н еф ­ тегазовых объектов: технический, экологический, социальный, эко­ номический.

Технический риск характеризует опасность аварий на производст­ венных объектах. При проектировании и эксплуатации трубопровод­ ных систем в первую очередь надо иметь в виду технические риски. Технические риски являются предметом исследования теории надеж­ ности и ассоциируются с безотказностью, ресурсом и живучестью как единичными свойствами надежности и безопасности.

Экологический риск выражает опасность негативных воздействий на природу, нарушения нормального существования биоценозов, де­ градации почв, ухудшения воздушного бассейна, негативных изме­ нений горно-геологических структур в результате деятельности чело­ века. Понятие экологического риска приложимо к масштабам терри­ тории предприятия, населенного пункта, региона или в планетарном масштабе. Применительно к объектам больших трубопроводных сис­ тем газо- и нефтеснабж ения следует рассматривать риски процессов деградации воздушного и водного бассейнов, почв, ландшафтов и зем­ ных недр. Виды экологических нарушений, а соответственно и рис­ ков рассмотрены в табл. 6.1.1.

Социальный риск выражает опасность негативных последствий для ж изни группы или сообщества людей. Социальный риск возникает в связи с деградацией природной среды, при резком снижении про­ изводства в населенных пунктах, ориентированных на одну отрасль промышленности, при катастрофах в системах ж изнеобеспечения на­

vk2.com/club1526850503 6 | vk.com/id446425943Часть 1. Основы нефтегазового дела

селения. Так, недостаточные капиталовложения в поддержание рабо­ тоспособности систем газо- и нефтеснабжения сопряжены с социаль­ ными рисками большой части населения страны.

Э коном ические ри ски связаны с опасностью невыполнения доход­ ных статей проекта или проявлением отрицательных экономических последствий в результате некоторого вида деятельности. Экономиче­ ские риски для нефтегазовых компаний могут быть вызваны измене­ нием налогового законодательства, понижением цен или уменьшени­ ем спроса, возникновением аварий и катастроф.

При проектировании эксплуатации объектов трубопроводных сис­ тем следует иметь в виду все виды риска и детально исследовать те из них, которые наиболее важны для данного объекта.

Система экологической безопасности нефтегазовых объектов пре­ дусматривает осуществление комплекса инженерно-экологических мероприятий, обеспечивающих безопасное строительство и эксплуа­ тацию объектов по нормированной номенклатуре факторов риска. Критериями оптимальности мероприятий является минимизация ущерба окружающей среде, минимизация экологического риска с по­ зиций сохранения устойчивого экологического равновесия в районе строительства.

Оценка экологического риска последствий решений, принимае­ мых в сфере нового строительства или реконструкции действующих объектов нефтегазовой промышленности, приобретает все большее значение в связи с повышением требований экологического законо­ дательства, а также с вероятностью значительных экономических по­ терь в будущем, которые могут резко снизить рентабельность проек­ та. Хотя оценка экологического риска пока не является обязательной составной частью разделов проектов «Охрана окружающей среды» и «Оценка воздействия на окружающую среду», ее количественное определение чрезвычайно желательно как для лиц, принимающих решение в сфере производства, так и для организаций, контролирую­ щих экологическую составляющую их деятельности.

При написании дальнейшей части данного параграфа использова­ ны материалы исследования «Современные подходы«.обеспечения безопасности и предупреждения аварийности и производственного травматизма на опасных производственных объектах трубопровод­ ного транспорта на основе процедуры анализа риска» (ФГУП «НЛД «Промышленная безопасность»», ВНИИГАЗ, 2000—2004).

Для анализа риска аварий на объектах трубопроводного транспор­ та в настоящее время внедряется методология количественной оцен­ ки риска.

vkрдова.com/club152685050& * Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса 237

Следует привести основные определения, изложенные в «Методи­ ческих указаниях по проведению анализа риска опасных производ­ ственных объектов» (утв. постановлением Госгортехнадзора России ffe 30 от 1 сентября 2001 г.).

Авария —разрушение сооружений и (или) техническихустройств, применяемых на опасном производственном объекте (ОПО), некон­ тролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ (ст. 1 Федераль­ ного закона от 21 июля 1997 г. «О промышленной безопасности опас­ ных производственных объектов»).

Опасность аварии —угроза, возможность причинения ущерба че­ ловеку, имуществу и (или) окружающей среде вследствие аварии на опасном производственном объекте. Опасности аварий на опасных производственных объектах связаны с возможностью разрушения со­ оружений и (или) техническихустройств, взрывом и (или) выбросом опасных веществ с последующим причинением ущерба человеку, имуществу и (или) окружающей природной среде.

Ущерб от аварии — потери (убытки) в производственной и непро­ изводственной сфере жизнедеятельности человека, вред окружаю­ щей природной среде, причиненные в результате аварии на опасном производственном объекте и исчисляемые в денежном эквиваленте.

Риск аварии — мера опасности, характеризующ ая возможность возникновения аварии на опасном производственном объекте и тя­ жесть ее последствий. Основным количественным показателем рис­ ка аварии является в том числе и ожидаемый ущерб — математиче­ ское ожидание величины ущерба от возможной аварии за определен­ ное время.

В общем случае потери в производственной и непроизводственной сфере жизнедеятельности человека и вред окружающей природной среде проявляются не только в результате аварии, но и при штатной эксплуатации нефтегазовых объектов, которые относятся к особо опасным. Поэтому полный риск эксплуатации таких объектов коли­ чественно может быть оценен математическим ожиданием ущерба при функционировании объекта.

Проведение анализа риска, включающего идентификацию опас­ ностей, оценку риска и выработку обоснованных рекомендаций по обеспечению безопасности, связано с необходимостью оценки воз­ можности реализации опасностей и их последствий.

В настоящее время результаты анализа риска используются при Декларировании промышленной безопасности, эксплуатации и про­ ектировании опасных производственных объектов в соответствии с требованиями следующих документов:

vk238.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть 1. Основы нефтегазового дела

• Федеральный закон № 184-ФЗ от 27 декабря 2002 г. «О техниче­ ском регулировании»;

-1 Федеральный закон № 116-ФЗ от 21 июля 1997 г. «О промышлен­ ной безопасности опасных производственных объектов»; Федеральный закон № 69-ФЗ от 31 марта 1999 г. «О газоснабже­ нии в Российской Федерации»;

'1 Нормативные правовые акты по декларированию промышлен­ ной безопасности (РД 03-315-99, ПБ 03-314-99, утв. Госгортехнад­ зором России);

Постановление Правительства Российской Федерации от 21 ав­ густа 2000 г. № 613 «О неотложных мерах по предупреждению и

ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» (включая «Основные требования к разработке планов по преду­ преждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефте­ продуктов»);

Постановление Правительства Российской Федерации от 15 апре­ ля 2002 г. № 240 «О порядке организации мероприятий по преду­ преждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации» (включая «Порядок органи­ зации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации»);

«Требования по предупреждению чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных объектах и объектах жизнеобеспечения»

(Приказ МЧС РФ от 28 февраля 2003 г. № 105);

СП 11-101-95. Порядок разработки, согласования, утверждения

исостав обоснования инвестиций в строительство, предприятий, зданий и сооружений (в части п. 4.3);

СНиП 11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строитель­

ство предприятий, зданий и сооружений (в части п. 4.1.3);

СП 11-107-98. Порядок разработки и состав раздела «Инженер­ но-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприя­ тия по предупреждению чрезвычайных ситуаций проектов

строительства» (утв. МЧС России);

,.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03, Постановление Госгортехнадзора России от 5 ию­

ня 2003 г. № 56);

Методические указания о порядке разработки плана локализа­ ции и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС) на химико-тех­ нологических объектах (РД 09-536-03, Постановление Госгортех­ надзора России от 18 апреля 2003 г. № 14).

vkГлава.com/club152685050Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса 239

С целью установления единых подходов к анализу риска Госгортехяадзором России с участием ряда экспертных организаций, компаний (ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Газпром»), ведущих специалистов создается система нормативно-методических документов в области ана­ лиза риска.

Втабл. 6.2.1 представлены наиболее важные методические доку­ менты, достоверно описывающие все многообразие аварийных про­ цессов и позволяющие с достаточной точностью оценивать опасно­ сти эксплуатации магистральных трубопроводов.

Методический документ Госгортехнадзора России РД 03-418-01 рассматривает процедуру анализа риска как составную часть управ­ ления промышленной безопасностью (или в общем случае — управ­ ления риском). Основные задачи анализа риска аварий на опасных производственных объектах заключаются в предоставлении лицам, принимающим решения:

объективной информации о состоянии промышленной безопас­ ности объекта;

сведений о наиболее опасных, «слабых» местах с точки зрения безопасности;

обоснованных рекомендаций по снижению риска.

Вдокументе даны определения количественных показателей рис­ ка (индивидуального, социального, коллективного, потенциального территориального риска и ожидаемого ущерба).

Наиболее эффективен анализ риска при:

обосновании технических (проектных) решений, особенно при внедрении, проектировании новых технологий, сооружений, для которых нередко отсутствуют нормы безопасности;

определении масштабов воздействия поражающих факторов аварий и безопасных расстояний;

выборе вариантов размещения объекта, сооружений и техниче­ ских устройств по критериям риска;

обеспечении безопасности персонала, населения, окружающей природной среды;

учете экономических вопросов при выполнении требований

безопасности («затраты-выгода-безопасность»). Применительно к оценке риска аварий на трубопроводных систе­

мах следует выделить РД «Методическое руководство по оценке сте­ пени риска аварий на магистральных нефтепроводах» (утв. АК «Транс­ нефть» 30 декабря 1999 г. Приказом № 152, согласовано Госгортех­ надзором России, 1999) и СТО РД Газпром 39-1.10.-084-2003. Методические указания по проведению анализа риска для опасных

vk.com/club152685050240 | vk.com/id446425943Часть 1. Основы нефтегазового дела

Таблица 6.2.1 магистральных

 

применяемых при анализе риска аварий

трубопроводов

Перечень моделей и методов расчета,

 

vkГлава.com/club1526850506. Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса____________ 241

производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газ­ пром».

Так, с помощью Методического руководства по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах можно рассчитать ин­ тегральные (по всей длине трассы нефтепровода) и удельные (на еди­ ницу длины нефтепровода (обычно 1 км)) значения:

частоты утечки нефти в год;

ожидаемых потерь нефти от аварий;

ожидаемого ущерба (как суммы ежегодных компенсационных выплат за загрязнение окружающей среды) и других показате­ лей риска.

Воснове расчета частоты аварий в этих руководствах использует­ ся принцип балльной оценки риска и технического состояния линей­ ной части магистральных трубопроводов, который основан на коли­ чественной оценке значимости факторов, влияющих на риск аварий.

Вобщем случае число факторов влияния и особенности алгоритма оценки риска могут варьироваться в зависимости от объема доступ­ ной информации, поставленной задачи и специфики трубопровода.

Прогноз частоты аварийных утечек из магистральных нефтепро­ водов (МН) проводится с учетом 40 факторов влияния, которые объе­ динены в следующие группы:

внешние антропогенные воздействия;

коррозия;

качество производства (применяемых или существующих) труб;

качество строительно-монтажных работ;

конструктивно-технологические факторы;

природные воздействия;

эксплуатационные факторы;

дефекты металла трубы и сварных швов.

Оценка степени риска всей трассы проводится на основе иденти­ фикации опасностей и оценки риска отдельных участков (секций), ха­ рактеризующихся примерно одинаковым распределением удельных показателей риска по всей длине участка (обычно длина участка — 1—3 км).

При оценке последствий аварий используются известные модели истечения несжимаемой жидкости (нефтепродуктопроводы), двух­ фазного истечения (трубопроводы для перекачки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), аммиакопроводы) и газодинамики (га­ зопроводы) .

Так, при гидравлическом расчете объемов утечки жидкого продук­ та используются следующие предположения.

vk.242com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Количество нефти, которое может вытечь при аварии, является ве­ роятностной функцией, зависящей от следующих случайных пара­ метров:

места расположения и площади дефектного отверстия;

интервала времени с момента возникновения аварии до останов­ ки перекачки (принимающего значения от 3—20 мин для круп­ ных разрывов и до нескольких часов для малых утечек, которые трудно зафиксировать приборами на НПС);

продолжительности истечения нефти с момента остановки пе­ рекачки до закрытия задвижек;

времени прибытия аварийно-восстановительных бригад (от де­ сятков минут до нескольких часов) и эффективности мер по ло­ кализации аварии.

Остальные параметры и условия перекачки (диаметр нефтепрово­ да, профиль трассы, характеристики насосов, установка на защиту и т. п.) могут считаться постоянными и использоваться в качестве ис­ ходных данных.

Полученные показатели риска участков трассы могут быть пред­ назначены для выявления приоритетов в мероприятиях обеспечения безопасности, в том числе для выбора оптимальной стратегии техни­ ческого обслуживания, диагностики и ремонта трубопровода.

6.3. ПРИНЦИПЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СООРУЖЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ

Сложная техническая система трубопроводного транспорта харак­ теризуется повышенной ответственностью, особенностями антропо­ генного воздействия на природную среду. Это связано с технологией транспортировки природного газа, нефти, нефтепродуктов и конст­ руктивными решениями линейной части и наземных сооружений трубопроводов.

Прежде всего магистральные трубопроводы имеют огромную про­ тяженность, они пересекают практически все природно.-климатиче­ ские регионы.

На всей территории России рассредоточены искусственно создан­ ные трубопроводные сооружения, которые находятся в сложном взаи­ модействии с окружающей средой. Как правило, взаимовлияние трубопроводных комплексов и природной среды носит негативный характер. Отсюда и основная задача: с одной стороны, свести к ми­ нимуму техногенные воздействия в период строительства и эксплуа­

vkГлава.com/club1526850506. Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса 243

тации трубопроводов, с другой, ослабить отрицательное влияние при­ родных компонентов на надежность и безопасность трубопроводных объектов.

Поэтому при изыскании трасс, проектировании трубопроводных систем особое внимание следует уделять вопросам геоэкологии, в том числе с привлечением данных дистанционного зондирования Земли; аэрокосмического спектрозонального изображения местности.

Магистральный трубопровод можно рассматривать как встроен­ ный в природную среду чужеродный (искусственный) элемент, с чем связана более высокая степень его уязвимости для агрессивных воз­ действий природной среды по сравнению с другими техническими объектами. В общем случае система «магистральный трубопровод — природная среда» характеризуется сложным набором прямых и об­ ратных связей, проявляющихся во взаиморазрушающих процессах, значительно снижающих надежность магистралей.

Важно найти пути наименьшего взаимного влияния: техногенного — на окружающую природу со стороны сооружения и природных ка­ таклизмов на трубопровод (геодинамика, тектонические разломы, оползни, сели, разжижение грунта и др.).

Современные магистральные газопроводы диаметром до 1400 мм с рабочим давлением до 10 МПа представляют собой по существу взрывопожароопасный сосуд протяженностью в тысячи километров, разрушение которого связано с крупномасштабными экологически­ ми потерями, в первую очередь, из-за механических и термических повреждений природного ландшафта. Иные экологические последст­ вия имеет аварийная ситуация на нефте- и нефтепродуктопроводах. В этом случае доминирующую роль играет фактор глобального загряз­ нения водоемов и почв. Экологическое загрязнение в рамках поня­ тия, определенного ЮНЕСКО, включает в себя не только прямое, не­ посредственное введение сторонних веществ или энергии в окружаю­ щую среду, но и косвенное нарушение экологической целостности природного ландшафта, которое приводит к быстро или медленно проявляющемуся отрицательному последствию как в отношении че­ ловека, так и различных популяций флоры и фауны.

Статистический анализ отказов, происходящих на строящихся и дей­ ствующих магистральных нефте- и газопроводах, показал следующее: из всей совокупности отказов на газопроводах при испытаниях и экс­ плуатации произошло около 10%, а на нефтепроводах около 18% отка­ зов со значительным экологическим ущербом. При этом наибольшей экологической опасностью обладают трубопроводы большого диаметра 1000—1400 мм. Среднегодовые потери продукта, обусловившие

vk244.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть 1. Основы нефтегазового дела

загрязнение окружающей среды, составили по нефтепроводам — 750 т, по газопроводам — 43,2 млн куб. м.

Характерной особенностью техногенного воздействия газопрово­ да на окружающую среду является наличие термического влияния, связанного с возгоранием газа, а также значительное нарушение це­ лостности почвенно-растительного покрова. Радиус термического воз­ действия, определяющий зону полного поражения окружающего рас­ тительного покрова в очаге отказа, составляет от 30 до 600 м, а котло­ ван, образую щ ийся в м ом ент аварии газопровода, достигает максимальных размеров до 106 х 56 х 12 м.

По своему характеру техногенное воздействие на все компоненты природы является комплексным, поскольку оно затрагивает биохи­ мические процессы, происходящие в атмосфере, земле и водоемах. Так, загрязнение атмосферы обусловлено сжиганием попутного газа на факелах, продуктов деятельности компрессорных станций, выбро­ сом нефте- и газопродуктов в результате аварий и по другим причи­ нам. Отмечается нефтяное загрязнение, возникаю щ ее из-за много­ численных аварийных прорывов напорных и сборных коллекторов.

Негативное воздействие трубопроводов на природную среду на этапах строительства и эксплуатации характеризуется ответной ре­ акцией со стороны окружающей среды, выражающейся, как прави­ ло, в трех формах:

1) адаптационной (локальным, статистическим смещением равно­ весия);

2)восстановительной (или самовосстановительной), характеризую­ щейся полным возвратом экосистемы «объект — природа» в ис­ ходное состояние;

3)частично восстановительной (или невосстанавливаемой), харак­ теризующейся необратимым сдвигом экосистемы от исходного (равновесного) состояния.

Таким образом, любое промышленное воздействие обусловливает определенный комплекс локальных потерь, имеющих соответствую­ щую ответную реакцию в природе (рис. 6.3.1).

Тот или иной трубопровод в зависимости оттранспортируемого про­ дукта, способа прокладки, специфики окружающих условий оказывает различное воздействие на природу. Однако можно выделить общие черты такого воздействия, характерные для газопроводов и для нефте- и нефтепродуктопроводов. Газопроводы (в отличие от нефтепродукте - проводов) обладают значительно большей потенциальной энергией механического воздействия на окружающую среду. Поэтому аварийные ситуации, характеризующиеся значительным разрушением участка

vkГлава.com/club1526850506. Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса 245

Рис. 6.3.1. Характ ер воздействия сооруж аемых трубопроводов на

окруж ающ ую среду

vk246.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть 1. Основы нефтегазового дела

газопровода, как правило, определяют и спецификутакого воздействия (уничтожение растительного покрова, наруш ение целостности плодородного слоя почвы, изменение естественного рельефа и природного ландшафта). Поскольку разрушение газопроводов в боль­ шинстве случаев сопровождается возгоранием газа, механическое воздействие усугубляется тепловой радиацией.

Разрушающий эффект нефтепроводов значительно меньше, чем газопроводов, однако авария на действующем нефтепроводе сопро­ вождается выходом большого количества продуктов, в результате чего потенциальная опасность для окружающей среды у нефтепроводов выше, чем у газопроводов. Физико-химическое воздействие продук­ та на почву и воду часто приводит к трудновосстановительному (или практически невосстанавливаемому) режиму естественного самоочи­ щения.

Особенность аварийных ситуаций в экологическом смысле заклю­ чается в том, что методы охраны природы не носят в данном случае предупредительного характера. Это, по-видимому, будет иметь место до тех пор, пока параметр потока отказов магистральных трубопро­ водов не будет управляемым, достоверно прогнозируемым по време­ ни и по месту развития отказа.

В безаварийном состоянии воздействия газо- и нефтепродукте про­ водов на природу в целом экологически равновесны. В том случае, когда процессы сооружения трубопроводов находятся в пределах эко­ логического регламента, уровень воздействия трубопроводного строи­ тельства на окружающую среду, как правило, находится в пределах адаптационных возможностей конкретного территориального (ре­ гионального) комплекса. Сооружение трубопроводов за пределами экологического регламента характеризуется неуравновешенностью экосистемы «трубопровод — природа». При этом нарушенное равно­ весие восстанавливается и тем быстрее, чем выше резервы естествен­ ного самовосстановления, а также эффективнее методы искусствен­ ного восстановления биогеоценозов. При наличии значительных и долговременных воздействий на окружающую среду со стороны строящихся и действующих трубопроводов допустимые люрмы могут быть превышены и допущены значительные диспропорции, обуслов­ ливающие локальное нарушение экологического равновесия. Напри­ мер, при проведении гидроиспытаний трубопроводов обычно исполь­ зуют запасы естественных водных объектов. По окончании испыта­ ний эти запасы возвращают объекту почти в том же количестве, но уже более низкого качества (особенно при использовании красящих веществ для индикации местных утечек). Использование естествен­

vkГлава.com/club1526850506. Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса 247

ных водоемов для нужд гидроиспытаний трубопроводов должно строго регламентироваться проектом с учетом реальных возможностей природных систем самоочищения.

Большое значение с точки зрения охраны природы имеет форми­ рование антропогенного ландшафта в процессе строительства трубо­ провода. Это имеет прямое отношение к функциональному развитию биогеоценозов конкретного (для данного района строительства) вида, естественной миграции животных, эволюционному развитию гидро­ геологических, климатологических и других естественных процессов. В экологическом аспекте трасса магистрального трубопровода явля­ ется условно выраженной полосой отчуждения. Причем чем выше экологический уровень строительства, тем меньше степень принуди­ тельного воздействия объекта на окружающую среду. Аналогичный тезис может быть выдвинут и по отношению к эксплуатации.

Обеспечение экологической безопасности системы трубопроводно­ го транспорта базируется на экологическом мониторинге и контроле.

Экологический контроль является неотъемлемым звеном в систе­ ме обеспечения экологической безопасности трубопроводов. Общая цель экологического контроля, или контроля качества окружающей среды, может быть определена как обеспечение соблюдения дейст­ вующих природоохранных и ресурсосберегающих правил, требова­ ний и норм на всех этапах производства, строительства или иной дея­ тельности человека, связанной с активным или косвенным измене­ нием состояния окружающей среды (или ее компонентов, включая самого человека). Экологический контроль должен быть многосторон­ ним, т. е. не исключать ни одной сферы деятельности человека, так или иначе влияющей на изменение состояния окружающей среды.

Втабл. 6.3.1 приведена классификация структуры экологического контроля по видам и направлениям.

Вцелом все виды экологического контроля можно рассматривать

с двух точек зрения.

В одном случае, объект ом конт роля являю т ся

вр ед н ы е т ех н о ген н ы е

(или естественные) во зд ей ст ви я на п р и р о дн ую

среду. При этом необходимо определять количественные характери­ стики механических, тепловых, химических и других воздействий. Полученные результаты сравнивают с нормативными — предельно Допустимыми для данных природно-климатических условий.

В другом случае, о бъект ом эк о л о ги ч е ск о го кон т роля я вляет ся с о б ­ ст вен н о п ри родн ая ср ед а , подверженная или не подверженная (фо­ новый контроль) вредным воздействиям. При этом, как правило, опре­ деляют качество отдельных компонентов или комплексов природ­ ной среды, используя аналитические методы и измерения массы

vk2.4com/club1526850508 | vk.com/id446425943Часть 1. Основы нефтегазового дела

(объема) с целью выявления состава и концентрации тех или иных ве­ ществ, обычно вредных. Полученные результаты сравнивают с нор­ мативами.

Таблица 6.3.1

Классификационная структура экологического контроля

Классификационный

Классификационные группы

признак

По объектам контроля источникам техногенных воздействий

По этапам производства работ

♦ д о р о ги , карьеры

строительная полоса

тр убо п р о во д а : наземные, подзем

ны е

наэем н ье объекты неф тегазового

ком плекса

граж д ан ское, ж и л и щ н о е строительство

объекты теплоэнергетики

/ 7 эти ?л ? / / # < ?// а

’/ ж / # .

• ж и л ы е го р о д ки

строителей

п р ом ы ш л ен ны е и с то чн и ки полей излучен ия, в то м числе ш ум ов,

вибраций, электром агнитны х вы сокочастотны х излучений, р ад и оакти вных нукп ид о в

♦ строительны е м аш ины и м еханизм ы

авто тр а нспо рт

ави атранспорт

водны й тр а н сп о р т

Разведка и испы тания

Инж енерная и эко л о ги ч е ска я п о д го то в ка строительства

Строительны е и тран сп ор тн ы е работы , испы тания

В осстановительны е при ро д о о хра нн ы е и ком п ен сац и о н н ы е работы

По

П роизводственны й

организационному

И нспекционны й

признаку

Общ ественный

 

Э пизодический

По режиму контроля

П ериодический

Постоянный

 

 

М ониторинг

По объектам

а тм осф ерны й воздух

воды : по д зем н ы е, грунтовы е, питьевы е, сточны е

техногенных

зем ля: почвы , гр ун ты , недра

воздействий,

 

 

компонентам

 

 

окружающей среды

ф лора

 

фауна

 

человек

vkГлава.com/club1526850506. Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса____________249

Во всех случаях конечная задач а экологического конт роля — опре­ деление качественного состава и количественных характеристик воз­ действий, веществ и их концентраций в заданной мере (объем, масса, площадь) для сравнения полученных значений с заданной мерой и оценка результатов с позиций полезности или вредности для окружаю­ щей природной среды нефтегазовых объектов.

6.4. М ЕРО ПРИ ЯТИ Я П О ЗАЩ ИТЕ П РИ РО Д Н О Й ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ

6.4.1. Общие положения Экологические требования к проектированию объектов сбора, под­

готовки и транспорта нефти и газа обоснованы действующим законо­ дательством России.

Реализация и финансирование природоохранных мероприятий, предусмотренных действующими нормативными документами, в обя­ зательном порядке учитываются в проектах строительства объектов системы транспорта нефти и газа.

В отличие отлинейной части трубопровода, воздействие источников загрязнения окружающей среды при строительстве нефтегазовых объектов сконцентрировано на относительно небольшой территории. Интенсивность и продолжительность воздействия определяется объе­ мом строительно-монтажных работ.

Источниками комплексного воздействия на окружающую среду яв­ ляются строительство и эксплуатация:

технологических и вспомогательных нефтегазовых объектов;

постоянных подъездных дорог к объектам;

временныхдорог;

временного жил поселка строителей;

временной производственной базы и складского хозяйства;

временного водоснабжения и канализации, теплоснабжения, электроснабжения ит. д.

Для сведения к минимуму вредного воздействия на окружающую природную среду в период строительства и эксплуатации нефтегазо­ вых объектов предусматриваются следующие мероприятия:

• рациональное размещение зданий, сооружений и открытых пло­ щадок с оборудованием при проектировании, обеспечивающее минимальный отвод земель в постоянное пользование;

vk250.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть 1. Основы нефтегазового дела

организация временных производственных баз, стоянок автомо­ билей, строительной техники, поселка строителей и других вре­ менных объектов строительства в соответствии с требованиями охраны окружающей природной среды;

жесткий контроль за работой автотранспорта и строительной

техники в период строительства с целью снижения выбросов

в атмосферу загрязняющих веществ с выхлопными газами;

использование новейших технических решений и современно­ го оборудования для оснащения вновь проектируемых нефтега­ зовых объектов, позволяющих максимально снизить отрицатель­ ное воздействие на окружающую среду.

Впериод строительства и эксплуатации организуется природо­ охранный мониторинг, проведение которого позволяет:

определить объем строительных нарушений окружающей среды;

оценить эффективность проведенных в период строительства природоохранных мероприятий;

проанализировать состояние природных систем, а также тенден­ цию изменений нарушенных участков на перспективу.

Предусматриваются следующие основные требования к системе экологического мониторинга:

система мониторинга функционирует, начиная с момента нача­ ла проектирования до окончания эксплуатации;

необходим выбор наиболее эффективных методов мониторин­ га, дающих наибольшие результаты при наименьших затратах;

результаты мониторинга поступают к потребителям информации, способным принимать решения о производстве работ по улучше­ нию экологического состояния окружающей среды.

6.4.2. Воздействие на земельные ресурсы, атмосферный воздух, водную среду, флору и фауну

Прямые воздействия на почвенный покров связаны с проведени­ ем подготовительных земляных работ и выражаются в следующем:

нарушении сложившихся форм естественного рельефа в резуль­ тате выполнения различного рода земляных работ (рытье траншей и других выемок, отсыпка насыпей, планировочные работы и др.);

ухудшении физико-механических и химико-биологических свойств почвенного слоя;

уничтожении и порче посевов сельскохозяйственных культур и сенокосных угодий;

vkГлава.com/club1526850506. Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса______ 251

захламлении почв отходами строительных материалов, порубоч­ ными остатками и др.;

техногенных нарушениях микрорельефа, вызванных многократ­ ным прохождением тяжелой строительной техники.

По окончании строительства большая часть указанных нарушений устраняется в ходе проводимых организационно-технических меро­ приятий и рекультивации нарушенных земель.

К негативным воздействиям на земельные ресурсы во время экс­ плуатации нефтегазовых объектов относятся:

прямые потери земельного фонда, изымаемого под размещение постоянных наземных сооружений;

неудобства в землепользовании из-за разделения сельскохозяй­ ственных угодий трассами инженерных коммуникаций и авто­

дорог;

сокращение сельскохозяйственной продукции, связанное с дол­ госрочным изъятием пахотных земель и ухудшения плодород­ ных свойств почвы на временно отводимых землях.

Вцелях охраны и рационального использования земельных ресур­ сов, при производстве строительно-монтажных работ должны быть соблюдены следующие основные требования по их выполнению, ко­ торые находят отражение в проекте производства работ:

проведение подготовительных работ на объектах в строго согла­ сованные с землепользователем сроки в увязке с календарным графиком строительства;

работы должны вестись строго в границах отведенной под строи­ тельство территории, не допуская самовольный захват дополни­ тельных площадей, связанный с нерациональной организацией строительного производства;

при строительстве временных дорог к площадкам проведения строительно-монтажных работ максимально должны использо­ ваться существующие проезды;

строгое соблюдение всех принятых проектных решений, особен­ но в части, касающейся глубины прокладки инженерных сетей; соблюдение природоохранных мероприятий, таких как противоэрозионные мероприятия, техническая рекультивация;

обязательное проведение работ по погрузке и транспортировке

кместам складирования почвенного грунта, снятого из-под пя­ тен застройки постоянных наземных сооружений, за вычетом объема указанного грунта, используемого на благоустройство территорий и проведение укрепительных работ. Вывезенный грунт может быть использован для землевания малопродуктив­

vk2 5 2.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

ных земель или для создания новых площадей сельскохозяйст­ венного освоения на неудобьях;

обязательное и своевременное проведение противооползневых и противоэрозионных мероприятий для защиты почвенного слоя от ветровой и дождевой эрозии;

снижение объемов отходов производства с их утилизацией и обезвреживанием;

своевременная ликвидация пятен загрязнений почвенного покро­ ва горюче-смазочными материалами с вывозом загрязненного грунта на организованную свалку и обязательной заменой каче­ ственным грунтом;

недопущение захламления почвенного покрова остатками строи­ тельных материалов с организацией их сбора и утилизации.

На всех нарушенных в период строительства землях должны про­ водиться работы по восстановлению плодородного слоя почвы с помо­ щью технической и биологической рекультивации.

До начала строительствадолжны быть выполнены следующие работы:

снят и складирован плодородный слой;

проведена вертикальная планировка территории зданий и соору­ жений и других площадочных объектов;

спланированы полосы отвода трасс инженерных коммуникаций. На пашне и выгонах исключается расположение пунктов заправки

итехнического обслуживания строительной техники. Временное отчу­ ждение сельскохозяйственных угодий компенсируется выплатой стоимости недополученного урожая.

Временный жилой городок строителей располагается в непосред­ ственной близости от нефтегазового объекта. В пределах территории жилого городка выделяется жилая, производственно-складская и вспо­ могательная зоны.

При проведении планировочных работ под площадку временного городка сохраняется естественный сток воды; расчистка площадок про­ изводится с мерами предосторожности, уменьшающими повреждение почвенно-растительного покрова.

При функционировании жилых городков строителей, проживаю­ щий в них персонал должен соблюдать необходимые меры и требова­ ния местных СЭС, органов пожарной охраны, направленные на ис­ ключение ущерба окружающей природной среде.

После окончания строительных работ на территории временных жи­ лых городков ликвидируются пятна загрязнений с вывозом снятого грунта в согласованные места и производится отсыпка привозным качественным грунтом.

vk.com/club152685050Глава 6. Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса 2 5 3

При сооружении временных дорог и проездов происходит полное разрушение естественного ландшафта, нарушение поверхностного стока и активизация эрозионных процессов или вторичное заболачи­ вание. В целях охраны земельных ресурсов и сохранения плодород­ ных свойств почвенного покрова, при сооружении временных дорог следует предварительно снять почвенный слой. Снятый почвенный слой необходимо переместить во временный отвал в границах отво­ димой под строительство дороги полосы.

После окончания строительства дороги производится планировка строительной полосы бульдозером и автогрейдером и обратное пере­ мещение из отвала на спланированную полосу почвенного слоя с его разравниванием.

Источником загрязнения воздушного бассейна при строительстве являются:

выхлопные газы строительных машин и механизмов, автотранс­ порта, котельных и передвижных электростанций на жидком и газовом топливе;

дым от дизельных двигателей, сжигания остатков древесины и строительных материалов;

пыль отдвижения транспорта, объектов производственной базы, разработки, перемещения и транспортирования грунта;

сварочные аэрозоли от трубосварочных установок и ручной сварки;

углеводороды от складов ГСМ, автозаправочных станций, топ­ ливных баков, дизельных электростанций.

Техногенное воздействие на воздушный бассейн определяется как суммавсехисточниковзагрязнения, расположенныхнастроительной площадке нефтегазового объекта, временной строительной производственной базе, временного жилпоселка, подъездных постоянных и временныхдорогах.

Доля загрязнения приземного слоя атмосферы отработанными га­ зами двигателей внутреннего сгорания в период строительства может достигать 50% от общего количества выбросов. Значительную долю выбросов дают сварочные работы — 40—45%.

Для выбрасываемых в атмосферу веществ установлены предельные концентрации для рабочей зоны (ПДКр. з.), а для мест проживания лю­ дей — максимальные разовые (ПДК м. р.) и среднесуточные (ПДК с. с ).

Для снижения отрицательного влияния выбросов загрязняющих веществ в процессе строительства необходимо:

• учитывать взаимное размещение котельной, трубосварочных баз, складов ГСМ и территорий проживания людей при выборе места размещения временного жилпоселка и котельной;

vk.254com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть 1. Основынефтегазовогодела

обеспечить местный контроль за состоянием автотранспорта;

регулярно поливать в сухую и жаркую погоду подъездные доро­ ги и площадку самого объекта;

запретить сжигание мусора и строительных отходов в неустанов­

ленных местах.

Основным источником загрязнения водных объектов при строи­ тельстве являются бытовые, промышленные и ливневые стоки с пло­ щадок временного жилого поселка, временных объектов, с площадок технологических объектов.

Во избежание загрязнения заиливания водоемов необходимо пре­ дусмотреть:

установку компактных эффективных очистных устройств и ило­ вых отстойников для приема стоков промышленно-бытовой ка­ нализации со стройбазы и жилпоселка;

строительство водоотводных канав, направляющих валиков для отвода поверхностных и дренажных вод с территории нефтега­ зового объекта и временной стройбазы.

Источниками акустического загрязнения окружающей среды при строительстве являются сконцентрированные на строительной площадке:

транспортные средства;

строительные машины и оборудование.

Прямым воздействием является шум транспортных средств, кон­ центрация значительного числа строителей в ограниченном районе строительства.

6.4.3. Сбор и утилизация строительных отходов, мусора, производственных и бытовых отходов

В период строительства и последующей эксплуатации нефтегазо­ вых объектов должны осуществляться мероприятия по сбору и ути­ лизации промышленных и бытовых отходов.

При организации полигона по обезвреживанию бытовых отходов необходимо соблюдать следующие условия по выбору его участка:

• удаление от жилой застройки не менее чем на 500 м;

удаление от автомобильной дороги не более 500 м;

грунтами для основания полигона должны служить глины и тя­ желые суглинки;

грунтовые воды должны залегать на глубине более 2 м;

выходы грунтовых вод и ключей должны отсутствовать.

При применении контейнеров для сбора мусора площадки под них должны быть удалены от городка на расстояние не менее 20 м и не более 100 м.

vk.Главаcom/club1526850506. Экологическая безопасность| vk.com/id446425943нефтегазового бизнеса 255

Площадка должна быть ограждена и иметь ровное асфальтовое или бетонное покрытие с уклоном в сторону проезжей части, а контей­ нерные площадки примыкать непосредственно к сквозным проездам. Для поддержания необходимого санитарного состояния площадок контейнеры устанавливаются не ближе 1 м от ограждения, на расстоя­ нии один от другого — 0,35 м.

РЕЗЮМЕ

Сложная техническая система трубопроводного транспорта харак­ теризуется повышенной ответственностью, особенностями антропо­ генного воздействия на природную среду. Это связано с технологией транспортировки природного газа, нефти, нефтепродуктов и конст­ руктивными решениями линейной части и наземных сооружений трубопроводов.

Целью политики в области обеспечения экологической безопасно­ сти системы трубопроводного транспорта является последовательное ограничение нагрузки НГК на окружающую среду, приближение к со­ ответствующим европейским экологическим нормам.

Экологическая безопасность должна обеспечиваться на всех этапах/ сферах нефтегазового бизнеса, в том числе: на этапе разведки и разра­ ботки месторождений нефтяных и газовых месторождений; строитель­ ства и эксплуатации нефтегазовых объектов; транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа; переработки нефти, газа и углеводородного сырья; хранения и распределения нефти, нефтепродуктов и газа.

Система экологической безопасности нефтегазовых объектов, пре­ дусматривает осуществление комплекса инженерно-экологических мероприятий, обеспечивающих безопасное строительство и эксплуа­ тацию объектов по нормированной номенклатуре факторов риска. Критериями оптимальности мероприятий является минимизация ущерба окружающей среде, минимизация экологического риска с по­ зиций сохранения устойчивого экологического равновесия в районе строительства.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1. Что понимается под экологической безопасностью нефтегазо­ вого бизнеса?

2.Каковы основные воздействия объектов нефтегазового бизнеса на окружающую среду?

3.Что понимается под энергетической безопасностью?

vk.256com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть L Основы нефтегазового дела

4.Охарактеризуйте основные экологические проблемы нефтегазо­ вого комплекса.

5.Что такое экологический риск и каковы его составляющие?

6.Назовите основные принципы обеспечения экологической безо­ пасности строительства и эксплуатации нефтегазовых объектов.

7.Назовите и охарактеризуйте основные направления экологиче­ ского контроля.

ЛИТЕРАТУРА

1. Безопасность трубопроводных систем /И .И . Мазур, О.М. Иван­ цов. - М.: ИЦ «ЕЛИМА», 2004.

2.Курс инженерной экологии: Учебник для вузов / И.И. Мазур, О.И. Молдаванов. — М: Высшая школа, 2001.

3.Экология нефтегазового комплекса. Наука. Техника. Экономи­ ка. — М: Недра, 1993.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВА 7. ЭКОНОМИКА НЕФТЕГАЗОВОГО СТРОИТЕЛЬСТВА

7.1.Значение нефтегазового комплекса для экономики России

7.2.Особенности рыночных отношений в строительстве

7.3.Себестоимость продукции и прибыль строительной организации

7.4.Основные фонды в нефтегазовом строительстве

7.4.1.Классификация и структура основных фондов

7.4.2.Оценка основных фондов

7.4.3.Физический и моральный износ. Амортизация основных фондов

7.4.4.Показатели и пути повышения эффективности использования основных производственных фондов

7.4.5.Лизинг и его использование в нефтегазовом строительстве

7.5. Оборотные средства строительной организации

7.5.1.Оборотные средства как экономическая категория

7.5.2.Величина оборотных средств

7.5.3.Эффективность использования оборотных средств

7.6. Оплата труда в строительстве Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

7.1. ЗНАЧЕНИЕ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ДЛЯ ЭКОНОМИКИ РОССИИ

Нефтегазовый комплекс в составе топливно-энергетического яв­ ляется важнейшей структурной составляющей экономики России, од­ ним из ключевых факторов обеспечения жизнедеятельности страны, оказывающим существенное влияние на формирование ее бюджета и экспортных возможностей.

Россия по праву считается одной из ведущих энергетических дер­ жав мира. Это связано не только с богатейшими запасами природных ресурсов, но и с уникальным производственным, научно-техническим, кадровым потенциалом энергетического комплекса, создававшимся не одно десятилетие, не одним поколением. Эффективное использование энергетического потенциала России, его развитие — залог экономиче­ ского роста страны и повышения благосостояния ее народа.

В настоящее время ТЭК является одним из устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики. Он опреде­

vk258.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

ляющим образом влияет на состояние и перспективы развития нацио­ нальной экономики, обеспечивая около 1 /4 производства валового внут­ реннего продукта, 1/3 объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета России, примерно половину доходов федерального бюджета, экспорта и валютных поступлений.

Вместе с тем в отраслях ТЭК сохраняются механизмы и условия хозяйствования, не адекватные принципам рыночной экономики, дей­ ствует ряд факторов, негативно влияющих на функционирование и развитие ТЭК, в том числе:

высокая (более 50%) степень износа основных фондов;

ввод в действие новых производственных мощностей во всех

 

отраслях ТЭК сократился за девяностые годы от 2 до 6 раз;

практика продления ресурса оборудования закладывает будущее

 

отставание в эффективности производства. Наблюдается высо­

 

кая аварийность оборудования, обусловленная низкой производ­

 

ственной дисциплиной персонала, недостатками управления, а

 

также старением основных фондов. В связи с этим возрастает

 

возможность возникновения аварийных ситуаций в энергетиче­

 

ском секторе;

сохраняющийся в отраслях комплекса (кроме нефтяной) дефи­

 

цит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использо­

 

вание. При высоком инвестиционном потенциале отраслей ТЭК

 

приток в них внешних инвестиций составляет менее 13% от об­

 

щего объема финансирования капитальных вложений. При этом

 

95% указанных инвестиций приходится на нефтяную отрасль.

 

В газовой промышленности и в электроэнергетике не создано усло­

 

вий для необходимого инвестиционного задела, в результате чего

 

эти отрасли могут стать тормозом начавшегося экономического

 

роста;

• деформация соотношения цен на взаимозаменяемые энергоре­ сурсы привела к отсутствию конкуренции между ними и струк­ туре спроса, характеризующейся чрезмерной ориентацией на газ и снижением доли угля. Политика поддержания относительно низких цен на газ и электроэнергию в перспективе может иметь следствием нарастание дефицита соответствующих энергоресур­ сов в результате отсутствия экономических предпосылок для инвестирования в их производство и опережающего роста спроса;

• несоответствие производственного потенциала ТЭК мировому научно-техническомууровню. Доля добычи нефти за счет современ­ ных методов воздействия на пласт и доля продукции нефтепере­ работки, получаемой по технологиям, повышающим качество

vkГлава.com/club1526850507- Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943______________________ 259

продукции, низки. Энергетическое оборудование, используемое в газовой и электроэнергетической отраслях, неэкономично. В стране практически отсутствуют современные парогазовые установки, установки по очистке отходящих газов, крайне мало используются возобновляемые источники энергии, оборудова­ ние угольной промышленности устарело, недостаточно исполь­ зуется потенциал атомной энергетики;

• отставание развития и объективный рост затрат на освоение пер­ спективной сырьевой базы добычи углеводородов и особенно

в газовой отрасли;

отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного энер­ гетического рынка. Не обеспечивается необходимая прозрач­ ность хозяйственной деятельности субъектов естественных мо­ нополий, что негативно сказывается на качестве государствен­ ного регулирования их деятельности и на развитии конкуренции;

сохраняющаяся высокая нагрузка на окружающую среду. Несмот­ ря на произошедшее за последнее десятилетие снижение добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, отрицатель­ ное влияние ТЭК на окружающую среду остается высоким;

высокая зависимость нефтегазового сектора и, как следствие, до­ ходов государства, от состояния и конъюнктуры мирового энер­ гетического рынка. Наблюдается тенденция к дальнейшему по­ вышению доли нефти и газа в структуре российского экспорта, вместе с тем недостаточно используется потенциал экспорта дру­ гих энергоресурсов, в частности электроэнергии. Это свидетель­ ствует о продолжающемся сужении экспортной специализации страны и отражает отсталую структуру всей экономики России;

отсутствие развитого и стабильного законодательства, учитывающе­ го в полной мере специфику функционирования предприятий ТЭК.

Основными факторами, которые будут определять развитие ТЭК

впервой четверти XXI в., являются:

динамика спроса на топливно-энергетические ресурсы и угле­ водородное сырье внутри страны, обусловленная темпами рос­ та национальной экономики и ее удельной энергоемкостью, а также ценами на энергоносители;

масштабы реализации ресурсо- и энергосберегающих техноло­ гий, как в энергетическом секторе, так и в других секторах эко­ номики;

состояние мировой экономической и энергетической конъюнкту­ ры, степень интеграции в мировое энергетическое пространство;

устойчивое развитие минерально-сырьевой базы;

vk260.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы неф т егазового дела

формирование благоприятного инвестиционного климата с уче­ том совершенствования налогового, ценового и таможенного ре­ гулирования;

создание экономических стимулов для уменьшения воздействия энергетики на окружающую природную среду;

масштабы использования научно-технических достижений

вТЭК и подготовка перехода к энергетике будущего.

7.2.ОСОБЕННОСТИ РЫНОЧНЫХ ОТНОШЕНИЙ

ВСТРОИТЕЛЬСТВЕ

Нефтегазовое строительство, как и все другие отрасли нашей эко­ номики, функционирует в условиях рыночных отношений. Рассмот­ рим особенности рыночных отношений в строительстве, свойствен­ ные и для нефтегазовой подотрасли.

1. Многие объекты строительства крупномасштабны. Особенно это относится к объектам производственного назначения. Их строитель­ ство требует большой концентрации капитала. Это вполне объясни­ мая тенденция к развитию в строительстве акционерных обществ, фи­ нансово-строительных корпораций.

2. Для строительства, особенно производственного характера, при­ суща высокая концентрация не только капитала, но и производства. Строительство магистральных трубопроводов, крупных нефтегазовых комплексов по силам только крупным строительным объединениям.

3. Своеобразие рынка строительной продукции заключаются в том, что он, как и другой исходный рынок, связан с большими объемами кредитования, что вызвано продолжительностью сроков строитель­ ства и необходимостью наличия оборотных средств. Это требует тща­ тельной организации всего спектра кредитных отношений, начиная с выбора банка и кончая подписанием договора и организации его выполнения.

4.Всякий рынок требует учета спроса и предложения товаров. Спрос на продукцию производственного назначения физически свя­ зан с фазами экономического цикла. Он наиболее высок на стадии подъема и оживления и будет снижаться в фазе кризиса*, депрессии. Однако энергетические ресурсы являются, как правило, высокопотребляемыми.

5.Предложение на рынке строительных работ специфично тем, что если вся остальная массатоваров может накапливаться, а затем по мере наступления благоприятной позиции рассредоточиваться и реализо­ вываться, то накопление строительных объектов переходить не может,

vkГлава.com/club1526850507- Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 261

их невозмож но перемещ ать с одного рынка, где имеет место преобладание предложения над спросом, на другой. Спрос и предло­ жение на рынке строительной продукции не отличаются достаточной подвижностью. Отсюда высокие требования к менеджменту и мар­ кетингу строительных организаций.

Следует сказать о своеобразии действия в нефтегазовом капиталь­ ном строительстве законов рыночной экономики. Если говорить о за­ коне стоимости, который требует, чтобы производство и обмен това­ ров осуществлялись согласно общественно необходимым затратам труда, то в капитальном строительстве эти затраты не характеризу­ ются такой динамичностью, как в других отраслях, в частности при производстве товаров широкого потребления. Отсюда возможность определенных нормативов на затраты по материалам, на энергию, на обслуживание и эксплуатацию машин и механизмов, которые могли быть ориентирами в организации экономической работы на длитель­ ный период.

Закон спроса действует в капитальном строительстве с учетом своеобразия самого конечного продукта. Спрос на объекты производ­ ственного назначения формируется под воздействием внутренних и внешних факторов, влияющих на макроэкономическую ситуацию со­ стояния на рынке капиталов. Здесь речь идет о спросе со стороны юридических лиц. Для сравнения: на рынке жилья спрос на продук­ цию строительства возникает со стороны физических лиц.

Специфично и предложение строительной продукции. Увеличение предложения, особенно объектов производственного назначения, например нефтеперерабатывающих заводов, нефтегазодобывающих комплексов, не может осуществляться в рамках краткосрочной и даже среднесрочной перспективы (4—5 лет), а требует более длительного периода времени, в то время как строительство и предложение на рынке, например, автозаправочных станций может изменяться в бо­ лее короткие промежутки времени.

Товарно-денежные отношения существовали в строительстве и в советский период. Использовались такие экономические категории, как цена, прибыль, себестоимость, кредит, но их значение как эконо­ мических инструментов было ограничено самим существованием ад­ министративно-командной системы. Объемы строительно-монтаж­ ных работ, цены зависели от поведения того или иного высокопостав­ ленного лица, а не от конкретной экономической ситуации. Рыночных отношений как отношений купли-продажи, связанных с передачей объ­ екта от одного собственника к другому, не существовало, так как не было самого прецедента этих отношений — частной собственности.

vk262.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

7.3. СЕБЕСТОИМОСТЬ ПРОДУКЦИИ И ПРИБЫЛЬ СТРОИТЕЛЬНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ

Продукция строительных организаций — строительно-монтажные работы. Как и всякая продукция, они имеют цену и себестоимость.

Себестоимость строительно-монтажных работ — выраженные в денежной форме затраты строительной (монтажной) организации на выполнение этих работ. Себестоимость показывает, во что обхо­ дятся строительной (монтажной) организации выполняемые ею ра­ боты.

Прибыль образуется как разница между договорной ценой строи­ тельной продукции и себестоимостью строительно-монтажных работ.

Себестоимость и прибыль — качественные показатели работы строительной организации, зависящие от всех сторон ее производст­ венной, хозяйственной и финансовой деятельности. Чем экономнее расходуются материальные ресурсы и интенсивнее используется строительная техника, чем совершеннее методы руководства и чем выше производительность труда, тем в большей степени может быть снижена себестоимость строительно-монтажных работ и увеличена сумма прибыли.

Рассмотрим более подробно содержание категории «себестои­ мость» применительно к деятельности строительной организации.

Себестоимость строительно-монтажных работ, выполненных строительной организацией, включает в себя расходы на приобрете­ ние материалов, топлива, энергии, оплату труда работников, компен­ сацию износа используемых основных фондов и другие затраты.

Все затраты в зависимости от способов их включения в себестои­ мость работ подразделяются на прямые и косвенные.

Под прямыми затратами подразумевают расходы, связанные с про­ изводством строительных работ, которые можно прямо и непосредст­ венно включать в себестоимость конкретных строительных объектов:

П3= М + 3+А, где П3— прямые затраты на осуществление строительно-монтажных работ;

М — стоимость используемых непосредственно при выполнении строительных работ материалов, строительных конструкций, деталей, топлива, электроэнергии, пара, воды и т. п. Эти затраты определяются исходя из стоимости приобретения ресурсов, расходов на их доставку; заготовительно-складских расходов; с учетом оплаты процентов за кредит, предоставляемый поставщиком в соответствии с договором подряда; наценок и комиссионных вознаграждений, уплаченных снаб-

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 263

ясенческим организациям. Следует отметить, что стоимость приобре­ тения материальных ресурсов определяется по действующим ценам без налога на добавленную стоимость; 3___расходы на оплату труда производственных рабочих и работников

из числа линейного персонала в случае включения их в состав бригад, занятых непосредственно на строительных работах. В состав этих издержек также включаются: стоимость продукции, выделяемой в порядке натуральной оплаты работникам; выплаты стимулирующе­ го характера (премии, надбавки и пр.); компенсации, связанные с ре­ жимом работы и условиями труда; оплата ежегодных и дополнитель­ ных отпусков ит. д.; А — расходы на содержание и эксплуатацию строительных машин и

механизмов, которые включают в себя амортизационные отчисления на полное восстановление строительных машин и механизмов и дру­ гих производственных основных фондов; арендную плату за пользова­ ние арендованной техникой в размерах, установленных договором; затраты на техническое обслуживание, издержки на ремонт; оплату труда рабочих, занятых управлением строительными машинами и ме­ ханизмами; расходы на топливо, энергию и другие эксплуатационные ресурсы и некоторые другие издержки.

Под косвенными затратами понимают расходы, связанные с орга­ низацией и управлением производством строительных работ, отно­ сящихся к деятельности строительной организации в целом.

Вкосвенные затраты входят:

административно-хозяйственные расходы, предусматривающие оплату труда административно-хозяйственного персонала, от­ числения на социальные нужды (на государственное социальное и медицинское страхование, пенсионное обеспечение, в государ­ ственный фонд занятости населения и т. д.), содержание канцелярии, командировки ит. д.;

затраты на обслуживание работников строительства, включаю­ щие расходы на подготовку и переподготовку кадров, на обеспе­

чение необходимых санитарно-гигиенических и бытовых усло­ вий, затраты на охрану труда и технику безопасности и т. д.;

• расходы на организацию работ на строительных площадках, включающие издержки, связанные с износом и ремонтом мало­ ценных и быстроизнашивающихся инструментов и ’производ­ ственного инвентаря, используемых в производстве подрядных работ и не относящихся к основным доходам; содержание по­ жарной и сторожевой охраны; расходы по проектированию производства работ и т. д.;

vk.com/club152685050264 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

прочие косвенные затраты, включающие платежи по обязатель­

 

ному страхованию имущества строительной организации; пла­

 

тежи по кредитам банка в пределах ставки, установленной за­

 

коном; расходы, связанные с рекламой, и т. д.;

затраты, не учитываемые в нормах косвенных расходов, но от­

 

носимые на их счет. Сюда могут быть включены пособия в свя­

 

зи с потерей трудоспособности из-за производственных травм,

 

выплачиваемые работникам на основании судебных решений;

 

налоги, сборы, платежи и другие обязательные отчисления (на­

 

лог на пользователей автомобильных дорог, плата за землю и

 

т. п.); возмещаемые заказчикам строек расходы за счет прочих

 

затрат, относящихся к деятельности подрядчика, и другие из­

 

держки.

Себестоимость строительно-монтажных работ (С ) определяется по формуле:

Сс=П,+ Н р где Пз — прямые затраты; Нр — косвенные расходы.

В строительстве используются показатели сметной (определен­ ной в сметах), плановой (рассчитанной строительной организацией с учетом конкретных условий) и фактической (реально сложившейся на строительной площадке) себестоимости строительно-монтажных работ.

Смет ная себест оим ост ь определяется проектной организацией в ходе составления необходимого комплекса проектных документов по сметным нормам и ценам в масштабе, действующем на момент ее расчета.

П лановая себест оим ост ь строительно-монтажных работ меньше их сметной себестоимости на сумму задания по снижению себестои­ мости.

Ф а кт и ч еская себест ои м ост ь строительно-монтажных работ —это фактические затраты строительной организации на выполнение ра бот за определенный период (месяц, квартал, год).

П рибыль строительной организации представляет собой реализо­ ванный чистый доход, созданный прибавочным трудом работников, а именно разницу между выручкой и полной себестоимостью продук­ ции, работ, услуг.

За счет прибыли развиваются предприятия, создаются фонды ма­ териального поощрения трудовых коллективов, удовлетворяются по­ требности предпринимателей и государства в целом. Наконец, полу­ чение прибыли является важнейшим условием конкурентоспособно­ сти предприятия.

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 265

Отсюда вытекает необходимость целенаправленной и постоянной борьбы каждого предприятия на всех этапах производства за прибыль.

На различных этапах инвестиционного процесса определяют смет­ ную (намеченную в проекте зданий и сооружений), плановую (рассчи­ танную конкретной строительной организацией для своих условий) и фактическую (полученную в результате строительства) прибыль.

Под смет ной прибылью понимается прибыль, предусмотренная в процессе составления проектной документации.

Сметная прибыль называется в строительстве плановыми накоп­ лениями (Пн). Она определяется нормативным методом в процентном отношении к сметной себестоимости оцениваемых работ или в раз­ мере 50% к фактической величине средств на оплату труда рабочихстроителей и рабочих, обслуживающих строительные машины, неза­ висимо от места расположения и вида строительной организации.

Такой уровень прибыльности обеспечивает подрядчику минималь­ ный прирост средств, необходимых для уплаты налогов, является ис­ точником выплат по банковскому проценту сверх учетной ставки Цент­ рального банка РФ, по содержанию объектов жилищно-коммуналь­ ного хозяйства, материальному поощрению работников и др.

Вусловиях либерализации цен уровень плановых накоплений мо­ жет быть изменен по согласованию с заказчиком.

Врезультате снижения себестоимости сданных объектов, этапов

икомплексов строительно-монтажных работ, реализации на сторону продукции подсобных производств и услуг вспомогательных хозяйств, находящихся на балансе строительной организации, а также от вне­ реализационных доходов формируется плановая прибыль строитель­ ной организации.

Факт ическая прибыль — это финансовый результат подрядчика за

определенный период его деятельности.

7.4. ОСНОВНЫЕ ФОНДЫ В НЕФТЕГАЗОВОМ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

7.4.1. Классификация и структура основных фондов

Для производства любого вида продукции, в том числе и строитель­ ного назначения, необходимо наличие и взаимодействие трех элемен­ тов: средств труда, предметов труда и живого труда.

Средства труда и предметы труда представляют собой средства производства, которые, участвуя в производственном процессе в на­ туральной и стоимостной форме, в совокупности составляют вещест­ венное содержание производственных фондов.

vk266.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Производственные фонды предприятий включают в себя производ­ ственные здания, сооружения, машины и оборудование, незавершен­ ное производство, а также производственные запасы на складах (сы­ рье, материалы, полуфабрикаты).

В зависимости от специфики характера участия в производствен­ ном процессе и способа оборота производственные фонды подразде­ ляются на основные и оборотные.

К осн овн ы м п р о и зво д ст вен н ы м ф он дам нефтегазового строитель­ ства относятся следующие средства труда: рабочие машины и обору­ дование, силовые машины и оборудование, транспортные средства, производственные здания и сооружения.

К группе рабочих машин и оборудования относятся: строительные машины и механизмы (экскаваторы, бульдозеры, скреперы, трубо­ укладчики, подъемные краны и т. п.), применяемые непосредственно при производстве строительных и монтажных работ.

Силовые машины и оборудование включают в себя: генераторы, производящие тепловую и электрическую энергию, газогенераторы, паровые котлы, передвижные электростанции, компрессоры, обору­ дование трансформаторных подстанций и т. д.

Рабочие и силовые машины и оборудование — это машины, непо­ средственно участвующие в производстве строительно-монтажных работ, подготовке к обработке строительных материалов и оказываю­ щие основное влияние на выполнение объемов работ и сроки строи­ тельства.

Транспортные средства обеспечивают подвозку материалов к со­ оружаемым объектам и на склады строительной организации, достав­ ку конструкций и деталей от заводов-изготовителей к месту монтажа, доставку и перемещение оборудования, перебазировку строительных машин и т. д. К ним относятся грузовые автомобили всех марок (само­ свалы, трубовозы, плетевозы, трейлеры ит. д.), вагоны, баржи, вертоле­ ты и другие транспортные средства.

Все перечисленные средства труда прямым образом воздейству­ ют в ходе производственного процесса на создаваемый строительный объект. Их относят к активной части основных фондов.

К основным производственным фондам относится т&кже группа средств труда (включающая строительный механизированный инст­ румент, конторское оборудование и мебель, компьютерную технику, информационные системы и системы обработки данных), стоимост­ ная оценка которых определяется по нормативу, установленному в за­ конодательном порядке.

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 267

Производственные здания и сооружения — это хозяйство собствен­ ной производственной базы строительной организации: мастерские по изготовлению конструкций, монтажных узлов, заготовок, деталей, а также по ремонту строительной техники, склады, гаражи, лаборато­ рии, растворно-бетонные узлы, эстакады, площадки для стоянки механизмов, внутренние автомобильные дороги, подъездные железные

иавтомобильные дороги, здания, конторы и т. д.

Сточки зрения участия отдельных составляющих в строительном процессе и воздействия их на предметы труда основные производст­

венные фонды подразделяются на две части:

активную, включающую рабочие и силовые машины и оборудо­ вание, транспортные средства, инструмент и инвентарь;

пассивную, к которым относятся строения, занятые подсобны­ ми и вспомогательными производствами, строения, в которых размещены конторы, склады, лаборатории, а также эстакады, дороги и т. д.

Соотношение между группами основных производственных фон­ дов составляет их структуру.

Основной удельный вес в структуре основных фондов предпри­ ятий, осуществляющих нефтегазовое строительство, в частности строительство нефте- и газопроводов составляют рабочие машины и оборудование (до 50%), транспортные средства (до 25%), производст­ венные здания и сооружения (до 15%).

Приведенная структура основных производственных фондов ука­ зывает на их специфические особенности для строительства, которые непосредственно связаны с технико-экономическими особенностями продукции строительства и в первую очередь с тем, что продукция строительства является неподвижной, а передислокации подлежат средства производства.

По принадлежности основные производственные фонды подраз­ деляются на собственные и привлеченные. Собственные основные фонды — это фонды, находящиеся на балансе строительной органи­ зации. Привлеченные — взятые во временное пользование у другой организации на условиях аренды или оказания услуг. Основными фондами, переданными в порядке оказания услуг, являются фонды, находящиеся на балансе специализированных организаций (фирм), но привлекаемые для выполнения строительно-монтажных работ вме­ сте с обслуживающим персоналом (экскаваторщики, бульдозеристы, машинисты трубоукладчиков). Оплата выполненных объемов работ осуществляется по акту за фактически отработанное время.

vk268.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

7.4.2. Оценка основных фондов

Для планирования воспроизводства основных фондов, определения размеров амортизации, анализа эффективности их использования важное значение имеют правильный учет и достоверная оценка стои­ мости основных фондов.

Учет основных производственных фондов в строительстве осуще­ ствляется в натуральных и денежных показателях. Источниками на­ туральных показателей являются технические паспорта на здания, сооружения, силовые и рабочие машины, транспортные средства, ла­ бораторное и другое оборудование. В паспорте на каждый инвентар­ ный объект указывается год постройки или выпуска, производствен­ но-техническая характеристика объекта, сведения о проведенных капитальных ремонтах, замене узлов ит. д. Технические паспорта на оборудование и транспортные средства периодически (во время технических осмотров) представляются соответствующим государст­ венным инспекциям (автоинспекции, Госгортехнадзору, котлонадзо­ ру, пожарной инспекции и т. д.) для отметки о пригодности их к эксплуатации.

Натуральный учет дает всестороннее представление о состоянии, технических возможностях и производственной мощности основных фондов. Учет и планирование основных фондов в денежном выраже­ нии осуществляются исходя из их оценки.

Различают три вида оценки основных фондов: первоначальная стоимость, остаточная стоимость и восстановительная стоимость.

Первоначальная стоимость основных фондов — это ф актические затраты организации на их приобретение, сооружение и монтаж. По первоначальной стоимости основные фонды принимаются на баланс строительной организации. Например: построенное для собственных нужд здание мастерской принимается на баланс по фактической стои­ мости (может быть отклонение от сметной стоимости). Первоначаль­ ная стоимость оборудования для мастерской включает в себя оплату за станки заводу-изготовителю, расходы по доставке и стоимость их монтажа.

Остаточная стоимость основных фондов — это первоначальная стоимость за вычетом износа. Например: кран-трубоукла^чик перво­ начальной стоимостью 10 млн руб. имеет 50% износа, следовательно, его остаточная стоимость равна 5 млн руб.

Восстановительная стоимость основных фондов — это их стоимость в современных ценах.

Основные фонды действуют длительное время и ежегодно попол­ няются новыми. Цены на материалы, оборудование, транспортные и

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 269

другие услуги периодически меняются, меняется и стоимость новых основных фондов. В результате по прошествии некоторого времени одноименные основные фонды имеют самую различную оценку (в за­ висимости от года их создания), что затрудняет их учет и планирова­ ние себестоимости продукции. Для устранения такого разнообразия в стоимости по всей стране периодически проводятся инвентариза­ ция и переоценка основных фондов по ценникам, составленным в дей­ ствующих ценах.

7.4.3. Физический и моральный износ. Амортизация основных фондов

В процессе эксплуатации основные фонды изнашиваются. Разли­ чают два вида износа основных производственных фондов: физиче­ ский и моральный.

физический износ наступает в результате интенсивной работы основ­ ных фондов либо под воздействием внешней среды. В машинах сра­ батываются отдельные части, металл подвергается коррозии и т. д. В зданиях появляются поверхностные разрушения, осадка и другие дефекты. По мере физического износа основные фонды утрачивают свою стоимость.

Моральный износ машин и механизмов наступает в результате об­ щего технического прогресса, во-первых, когда промышленность выпускает более производительные и экономичные в эксплуатации машины и, во-вторых, когда подобные машины производятся дешев­ ле. В том и другом случае применение новых машин уменьшает долю затрат, приходящихся на единицу производимой машиной продукции (или выполняемой работы), и, следовательно, устаревшие машины становятся невыгодными в эксплуатации. Морально устаревшую тех­ нику модернизируют либо заменяют новой.

Основные фонды в большинстве своем — дорогостоящее имуще­ ство, и задача каждой строительной организации состоит в том, что­ бы заставить их действовать эффективнее и более продолжительное время.

Главное условие долговечности и лучшего использования основ­ ных фондов — их правильная техническая эксплуатация и своевре­ менный и качественный ремонт, направленный не только на сохра­ нение основных фондов, но и на увеличение производительности мо­ рально устаревшей техники путем ее модернизации.

Правильная техническая эксплуатация предполагает управление строительной техникой высококвалифицированными работниками, проведение периодических технических осмотров машин, оборудо­

vk2.7com/club1526850500 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

вания, зданий и сооружений с целью предупреждения их порчи или поломки, применение системы планово-предупредительных ремон­ тов (ППР).

Система ППР — это комплекс мероприятий по техническому ухо­ ду, обслуживанию и ремонту строительных машин, которые прово­ дят согласно утвержденному плану-графику. Эта система предусмат­ ривает ежедневный технический уход, периодическое техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты.

Ежедневный технический уход проводит машинист, управляющий механизмом. Он следит за содержанием машины в чистоте, заливает в бак горючее, меняет масло, смазывает отдельные узлы, подтягивает крепежные болты. За хорошее содержание машины и безаварийную работу машинист получает в качестве материального стимулирования премию в размере до 40% тарифной ставки.

Периодическое (по графику) техническое обслуживание машин и механизмов (ТО) выполняют ремонтные рабочие с участием маши­ ниста, в ТО предусматривается мелкий ремонт и замена быстроизнашивающихся деталей, регулировка узлов машины.

Т екущ ий рем онт м ехан и зм ов (ТР) проводят по графику в ремонт­ ных мастерских строительной организации ремонтные рабочие с уча­ стием машиниста. При этом частично разбирают и проверяют основ­ ные узлы машины, заменяют или восстанавливают изношенные де­ тали, промывают и смазывают все узлы и части машин, устраняют мелкие неполадки. Текущий ремонт зданий и сооружений предусмат­ ривает исправление отдельных поломок и повреждений и покраску.

Затраты на техническое обслуживание и текущий ремонт основных фондов относятся на себестоимость строительно-монтажных работ.

К апит альны й рем он т (КР) основных фондов выполняется в соот­ ветствии с утвержденными планами капитального ремонта. При этом производится полная разборка машин и механизмов, замена или вос­ становление всех изношенных частей, деталей, узлов и агрегатов, воз­ можное усовершенствование (модернизация) морально стареющих машин для повышения их производительности.

Капитальный ремонт требует больших затрат труда и денежных средств. По таким машинам, как экскаватор, краны-труйоукладчики, бульдозеры и многим другим, стоимость капитального ремонта до­ стигает 40—60% отпускной цены аналогичной новой машины, поэто­ му строительная техника ремонтируется на специализированных ре­ монтных заводах. Для сокращения затрат времени на капитальный ремонт применяют агрегатно-узловой метод ремонта, при котором машину разбирают и изношенные части и узлы заменяют новыми,

П олн ая сум м а ам орт изаци и

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943________________________ 27£

заранее изготовленными или капитально отремонтированными. Сня­ тые агрегаты и узлы поступают для ремонта на специальные поточ­ ные линии.

При правильно организованной технической эксплуатации и тех­ ническом уходе за механизмами создается возможность удлинения установленных межремонтных сроков эксплуатации строительных машин, что значительно повышает эффективность их использования.

Для возмещения износа основных фондов каждое предприятие или хозяйственная организация производит амортизационные отчисле­ ния, из которых образуются специальные фонды восстановления вы­ бывающего имущества.

На каждый вид основных фондов установлен нормативный срок службы с учетом физического и морального износа, рассчитана пол­ ная сумма амортизационных отчислений и ежегодная норма аморти­ зации в процентах от балансовой (первоначальной) стоимости.

(А) за весь период эксплуатации опре­

деляется по формуле: А = Ф П- Л ,

где Ф„ — первоначальная (балансовая) стоимость основных фон­ дов, тыс. руб.; Л — ликвидационная стоимость основных фондов, тыс. руб.

Собственно годовая сумма амортизации А ^ составит:

А

=(Ф

— Л )/Т .

г

°

Д „ „

где Тсд — срок службы основных фондов, принятый для расчета амор­ тизационных отчислений.

На практике сумма амортизации включается в себестоимость строительно-монтажных работ в виде амортизационных отчисле­ ний, которые представляют собой денежное выражение размера амортизации, соответствующего степени износа основных фондов. Размер амортизационных отчислений определяется по установлен­ ным нормам. Норма амортизации — это процентное отношение годовой суммы ам ортизации к первоначальной (балансовой) стоимости основных фондов. Существующие нормы амортизации установлены только на полное восстановление основных фондов и не учитывают затрат на периодическое проведение текущих и ка­ питальных ремонтов.

Г о д о ва я н орм а а м о р т и за ц и и (На) зависит в основном от стоимости и сроков службы основных фондов и может быть определена по сле­ дующим формулам:

на " Д од*Ю 0% /Ф п,или Н,=(Ф „ -Л )* 100% /Ф „ "Тщ.

vk2.7com/club1526850502 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Амортизация на все находящиеся на балансе строительной органи­ зации основные фонды (средства) независимо оттого, находятся они в эксплуатации или запасе (резерве), начисляется ежемесячно в раз­ мере 1/12 части годовой нормы. Амортизация по машинам, оборудова­ нию и транспортным средствам начисляется в течение нормативного срока службы или срока, за который их первоначальная (балансовая) стоимость будет полностью перенесена на издержки (себестоимость) производства продукции. По всем другим основным фондам амортиза­ ционные отчисления производятся в течение всего фактического срока их службы. Кроме того, в соответствии с Положением о порядке начисления амортизации предусмотрено, что в случае неполной амортизации недоамортизированная стоимость фондов подлежит воз­ мещ ению за счет прибыли организации, оставш ейся в ее распоряжении, и используется для тех же целей, что и амортизаци­ онные отчисления.

Новым аспектом в политике амортизационных отчислений явля­ ется введение для организаций и хозяйств права ускоренной аморти­ зации. При введении ускоренной амортизации норма годовых амор­ тизационных отчислений увеличивается не более чем в 2 раза и долж­ на быть согласована в установленном порядке.

Ускоренная амортизация не распространяется на транспортные средства, нормативный срок службы которых установлен в зависи­ мости от фактической загрузки (например для автомобилей — от фак­ тического пробега). Имеются и другие ограничения. При нарушении установленного порядка применения ускоренной амортизации допол­ нительно начисленные суммы исключаются из издержек производ­ ства и обращения. Такой подход связан с тем, что ускоренная амор­ тизация, с одной стороны, приводит к росту себестоимости продук­ ции (работ), а с другой — занижает прибыль организаций, что ведет

куменьшению величины взимаемых налогов.

7.4.4.Показатели и пути повышения эффективности использования основных производственных фондов

Улучшение использования основных производственных фондов позволяет увеличить объем строительно-монтажных рабо^г при одной и той же величине основных фондов. Использование всей совокуп­ ности основных производственных фондов характеризуется рядом технико-экономических показателей: фондоотдачей, фондоемкостью, фондовооруженностью и др.

П оказат ель ф ондоот дачи отражает эффективность использования овеществленного в основных производственных фондах труда и харак­

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 2 7 3

теризуется количеством продукции, приходящейся на 1 руб. стоимости основных фондов. Показатель фондоотдачи определяется по формуле:

д е

с — годовой объем строительно-монтажных работ в сметных

1

смр

ценах, тыс. руб.;

ф л— среднегодовая стоимость основных производственных фон­ дов, тыс. руб.

Необходимо отметить, что показатель фондоотдачи не позволяет

вполном объеме оценить степень использования организацией имею­ щихся в ее распоряжении основных фондов. Величина показателя фондоотдачи находится в прямой зависимости от уровня производи­ тельности труда и в обратной зависимости от уровня его фондовоору­ женности. Поэтому эффективным следует считать такое развитие строительства, при котором рост производительности труда опережа­ ет уровень оснащенности рабочих строительных организаций основ­ ными фондами.

Иными словами, должно иметь место снижение затрат живого тру­ да на единицу готовой продукции при росте уровня оснащенности строительных организаций основными фондами. На величину пока­ зателя фондоотдачи существенное влияние оказывает также ряд фак­ торов, которые мало зависят от работы строительных организаций

всфере повышения эффективности использования основных произ­ водственных фондов. К таким факторам относятся состав и структур­ ные сдвиги в программе выполняемых работ, изменение уровня цен на ресурсы и ряд других факторов.

Показателем, обратным фондоотдаче, является ф ондоем кост ь, по­ казывающая, какая часть стоимости основных производственных фондов приходится на 1 руб. выполненного объема работ:

Ф = Ф /С .

см

п

смр

Уровень оснащенности строительных организаций основными про­ изводственными фондами характеризуется также рядом показателей, както:

механовооруженность строительного производства и труда;

энерговооруженность строительного производства и труда;

уровень механизации работ;

коэффициенты использования машин по времени и по выработке.

М ех а н о во о р уж ен н о ст ь ст рои т ельн ого п р о и зво д ст ва рассчитыва­ ется как отношение стоимости парка рабочих машин, оборудования и инструмента к годовому объему строительно-монтажных работ, вы­ полняемых своими силами. Рост механовооруженности свидетельст­ вует о повышении уровня технического оснащения.

vk274.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

М ехановооруж енност ь т руда — стоимость парка машин и механиз­ мов в расчете на одного рабочего, занятого на строительно-монтажных работах.

Э н ер го в о о р у ж ен н о ст ь ст р о и т е л ьн о го п р о и зв о д с т в а — это

сум­

марная мощность работающих двигателей (в кВт) в расчете на

1 млн

руб. стоимости строительно-монтажных работ, энерговооруж енност ь т руда — суммарная мощность двигателей (в кВт), приходящаяся на одного рабочего в строительстве.

У ровень м ехан и зац и и р а б о т определяется как отношение объема работ, выполненного механизированным способом, к общему объему выполненных работ.

На показатель фондоотдачи, исчисляемый в денежном выражении, влияют изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ и стоимости вновь приобретенных машин и механизмов. Поэтому для правильного анализа использования машин следует наряду со стои­ мостными измерениями рассматривать показатели использования строительных машин в натуральных единицах измерения.

Так, работа строительных машин может быть охарактеризована по­ казателями их использования по времени и по выработке машин за единицу времени, т. е. коэффициентом использования строительных машин по времени (отношение числа отработанных машино-дней к ка­ лендарному числу машино-дней пребывания данного вида машин в строительной организации) и коэффициентом использования механиз­ мов по выработке (отношением фактической выработки к нормативной).

Внастоящее время нормы выработки устанавливаются: по экскаваторам

искреперам — в тысячах кубических метров грунта, приходящегося на 1 куб. м вместимости ковша, по бульдозерам — в тысячах кубических

метров грунта в расчете на одну машину, по кранам — в тысячах тонн груза, приходящегося на 1 т грузоподъемности крана и т. д.

Кроме того, применяется коэффициенттехнической готовности пар­ ка строительных машин, определяемый отношением числа технически исправных машин к их общему списочному составу.

Недостаточное использование некоторыми организациями налич­ ного парка строительных машин и механизмов, не позволяющее пол­ ностью мобилизовать потенциальную мощность этого парка, обуслов­ лено в значительной мере его неудовлетворительным техническим со­ стоянием. Эффективными путями улучшения технического состояния фондов являются: совершенствование и модернизация парка машин, улучшение организации ремонтов всех видов, в частности планово­ предупредительного; укрепление ремонтной базы строительных орга­ низаций.

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 275

Большое значение для условий трубопроводного строительства име­ ет уменьшение затрат времени на перебазировку машин с объекта на объект.

Ремонт, техническое обслуживание фондов осуществляет их вла­ делец.

В настоящее время наметилась тенденция, при которой значитель­ ная доля активной части основных фондов привлекается строитель­ ными организациями по лизингу.

7.4.5. Лизинг и его использование в нефтегазовом строительстве

Получивший широкое признание за рубежом в качестве одной из эффективных форм инвестиционной деятельности лизинг по ряду объективных причин становится все более популярен в России. В на­ стоящее время практически все отечественные организации функ­ ционируют в условиях дефицита свободных денежных средств. Не­ смотря на крайнюю необходимость модернизации производственных фондов, хозяйствующие субъекты, как правило, не могут без отрица­ тельных последствий изъять из оборота средства, необходимые для замены устаревшей техники. Использование же технологии лизинга позволяет организациям провести техническое перевооружение за счет будущих доходов, существенно не ухудшая свое текущее финан­ совое состояние. Кроме того, относительно благоприятный режим на­ логообложения и значительная свобода договорных отношений меж­ ду субъектами лизинговых отношений делают лизинг еще более при­ влекательным для российских предприятий. Одновременно лизинг является одним из способов поддержания российских производите­ лей оборудования и гарантированного сбыта их продукции.

Анализ зарубежного опыта показывает, что лизинговые операции стали неотъемлемой частью экономики большинства промышленно развитых стран.

С экономической точки зрения лизинг представляет собой комплекс имущественных отношений, складывающихся в связи с передачей имущества во временное пользование. Согласно российскому законо­ дательству лизинговая деятельность рассматривается как разновид­ ность арендных отношений, когда по лизинговому договору арендода­ тель (лизингодатель) обязуется приобрести в собственность указанное арендатором (лизингополучателем) имущество у определенного им продавца и предоставить арендатору это имущество за плату во вре­ менное владение и использование для предпринимательских целей.

Предметом (объектом) лизинга могут быть любые непотребляемые вещи, в том числе предприятия и другие имущественные комплексы,

vk276.com/club152685050____________| vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

здания, сооружения, оборудование, транспортные средства и другое движимое и недвижимое имущество, которое может использоваться для предпринимательской деятельности.

К непотребляемым относятся вещи, которые в процессе их исполь­ зования не утрачивают своих натуральных свойств, не уничтожают­ ся в производственном цикле, изнашиваются постепенно в течение определенного длительного времени.

Предметом лизинга не могут быть земельные участки и другие при­ родные объекты, а также имущество, которое федеральными закона­ ми запрещено для свободного обращения или для которого установ­ лен особый порядок обращения.

Субъектами лизинга являются:

• лизингодатель — физическое или юридическое лицо, которое за счет привлеченных и (или) собственных средств приобретает в ходе реализации договора лизинга в собственность имущест­ во и предоставляет его в качестве предмета лизинга лизингопо­ лучателю за определенную плату, на определенный срок и на опре­ деленных условиях во временное владение и в пользование с пе­ реходом или без перехода к лизингополучателю права собственности на предмет лизинга.

лизингополучатель — физическое или юридическое лицо, кото­ рое в соответствии с договором лизинга обязано принять пред­ мет лизинга за определенную плату, на определенный срок и на определенных условиях во временное владение и в пользование

всоответствии с договором лизинга;

продавец — физическое или юридическое лицо, которое в соот­ ветствии с договором купли-продажи с лизингодателем прода­ ет лизингодателю в обусловленный срок имущество, являющееся предметом лизинга. Продавец обязан передать предмет лизинга лизингодателю или лизингополучателю в соответствии с условия­ ми договора купли-продажи. Продавец может одновременно выступать в качестве лизингополучателя в пределах одного лизингового правоотношения.

Любой из субъектов лизинга может быть резидентом Российской Федерации или нерезидентом Российской Федерации.*

Строительные организации в основном потенциальные лизинго­ получатели. Однако в ряде случаев они могут выступать и в качестве продавца лизингового имущества (например при реализации машин и оборудования, уже бывших в употреблении), а также в роли лизин­ годателя, если лизинговая деятельность осуществляется подразделе­ ниями механизации.

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 2 7 7

Классификация видов лизинговой деятельности весьма обширна. Основными видами лизинга, признанными во всем мире, являют­

ся финансовый лизинг и оперативный лизинга, а критериями для та­ кого разграничения служат срок использования оборудования и объ­ ем обязанностей лизингодателя.

Оперативный лизинг характеризуется тем, что срок лизинга коро­ че, чем нормативный срок службы имущества, и лизинговые плате­ жи не покрывают полной стоимости имущества. Поэтому лизингода­ тель вынужден его сдавать во временное пользование несколько раз, так как для него возрастает риск по возмещению остаточной стоимо­ сти объекта лизинга. В связи с этим при прочих равных условиях раз­ меры лизинговых платежей в случае оперативного лизинга выше, чем при финансовом лизинге.

Финансовый лизинг представляет собой лизинг имущества с пол­ ной выплатой стоимости имущества и характеризуется тем, что срок, на который передается имущество во временное пользование, при­ ближается по продолжительности к сроку эксплуатации и амортиза­ ции всей или большей части стоимости имущества. В течение срока договора лизингодатель за счет лизинговых платежей возвращает себе всю стоимость имущества и получает прибыль от лизинговой сделки. При финансовом лизинге, как правило, обязанность по техническо­ му обслуживанию и страхованию ложится на лизингополучателя. Этот вид лизинга является наиболее распространенным и содержит в себе множество различных форм, которые получили самостоятельное на­ звание.

Общий размер лизинговых платежей, выплачиваемых лизингопо­ лучателем лизинговой компании (лизингодателю) в течение времен­ ного пользования имуществом, складывается из:

суммы амортизационных отчислений, начисленныхлизингодателем за время действия договора лизинга;

суммы, компенсирующей лизингодателю расходы, связанные с использованием кредитных ресурсов для приобретения имуще­ ства;

комиссионного вознаграждения лизингодателя;

платы за дополнительные услуги лизингодателя, предусмотрен­ ные в лизинговом договоре.

Размер лизинговых платежей (выплат) за весь ср о к дей ст ви я д о го ­ вора может быть определен по формуле:

LP= LPjT/i-l'

гДе Т— весь срок действия договора; LP, — сумма лизинговых плате­ жей за г*-й год действия ЛИЗИНГОВОГО договора.

vk2.com/club1526850507 8 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Расчет суммы лизинговых платежей з а к аж ды й го д дейст ви я д о го ­ вора производится по следующей формуле:

LP. = A.+PK.+KVH-DU.+N.,

I

l

l

t

1

где А> — величина амортизационных отчислений, причитающихся лизингодателю в расчетном году, млн руб.; РК,.— плата за кредитные ресурсы, использованные лизингодателем на приобретение имуще­ ства (объектализингового договора) в расчетном году, млн руб., KV.( — комиссионное вознаграждение лизингодателю за предоставление имущества во временное пользование в расчетном году, млн руб.; DU. — плата лизингополучателя за дополнительные услуги, оказывае­ мые лизингодателем согласно договору в текущем году, млн руб.; N. — налог на добавленную стоимость, выплачиваемый лизингополучате­ лем по услугам лизингодателя (кроме малых предприятий) в расчет­ ном году, млн руб.; i— номер расчетного года.

Порядок, условия и сроки внесения платы за временное пользование имуществом определяются участниками лизинговой сделки в договоре.

Российским законодательством установлен ряд норм, способствую­ щих повыш ению эф ф ективности использования лизингового механизма. Так, наряду с лизинговы ми платежами, субъекты лизинговой деятельности могут относить на себестоимость продукции (работ и услуг) затраты, связанные с выплатой процентов по получен­ ным заемным средствам, включая кредиты банков и других организа­ ций, используемые для осуществления операций финансового лизинга. Это способствует увеличению чистой прибыли как лизингополучателя, так и лизингодателя.

К объектам финансового лизинга, относимым к активной части основ­ ных фондов, в соответствии с условиями договора может применять­ ся механизм ускоренной амортизации с коэффициентом не выше 3, Таким образом, в случае временного пользования строительной тех­ никой и оборудованием строительная организация имеет возмож­ ность в течение более короткого времени компенсировать лизинго­ дателю всю стоимость взятого по лизингу оборудования и приобре­ сти его в собственность.

7.5. ОБОРОТНЫЕ СРЕДСТВА СТРОИТЕЛЬНОЙ * ОРГАНИЗАЦИИ

7.5.1. Оборотные средства как экономическая категория

Если основные фонды переносят свою стоимость на готовую про­ дукцию по частям, то другая часть производственных фондов — обо­ ротные, входят в стоимость строительной продукции в ходе одного

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 279

акта кругооборотов фондов. Они расходуются и физически требуют сво­ его восполнения.

В состав оборотных фондов входят производственные запасы и средства в процессе производства.

П р ои зводст вен н ы е за п а сы — это предметы труда, которые пред­ назначены для обеспечения непрерывности процесса строительного производства, но еще не включенные в производственный процесс.

Производственные запасы включают в себя основные материалы, детали и конструкции, вспомогательные материалы, топливо, мало­ ценные и быстроизнашивающиеся предметы.

Основными материалами считаются те материалы, которые непо­ средственно используются в процессе производства работ, а также для изготовления конструкций, деталей на строительных площадках. В состав основных материалов в нефтегазовом строительстве входят: трубы, изоляционные материалы, цемент, лес, песок, щебень, метал­ лоизделия (болты, гайки, гвозди и др.), санитарно-технические изде­ лия (краны, муфты, фланцы и др.), кровельные (рубероид, толь, пер­ гамент, кровельное железо и т. д.) и другие материалы.

Вспомогательные материалы непосредственно не входят в состав строящихся объектов. Они необходимы для обслуживания производ­ ственных процессов строительства. Это материалы, которые исполь­ зуются в процессе эксплуатации строительной техники и оборудова­ ния (смазочные, обтирочные материалы идр.) или обслуживают про­ цесс производства работ (например взрывчатые вещества). В эту составную часть производственных запасов входят также запасные час­ ти для машин и оборудования, инвентарная тара (бочки, мешки, ящика и другие виды тары), используемая для упаковки поступающих на строи­ тельство материалов, и топливо.

Производственные запасы, вступая в процесс производства, ста­ новятся средствами в процессе производства и называются оборот­ ными фондами в процессе производства.

К оборотным фондам в процессе производства относятся незавер­ шенное производство по строительно-монтажным работам, подсоб­ ному производству, а также расходы будущих периодов.

Н е за в ер ш ен н о е п р о и зв о д ст в о ст р о и т е л ь н о -м о н т а ж н ы х р а б о т яв ­ ляется материальной технологически незавершенной частью строи­ тельного производства, без которой процесс производства не может осуществляться непрерывно. В состав незавершенного производст­ ва строительно-монтажных работ входят незаконченные работы по конструктивным элементам и видам строительно-монтажных работ, которые не могут быть включены в акты приемки выполненных ра­

vk280.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

бот и оплачены заказчиком в соответствии с существующими правила­ ми расчетов за выполненные работы.

Расходы будущ их периодов имеют своей целью подготовку произ­ водственного процесса и предназначены для обеспечения бесперебой­ ного строительного производства. В их состав входят, например, за­ траты на строительство временных нетитульных зданий и сооруже­ ний: бытовок, столовых, буфетов и т. д.; расходы по доставке и монтажу машин на строительных площадках, по испытанию конструкций и материалов, по вскрышным работам на карьерах и др.

Все вышеназванные элементы оборотных фондов обслуживают не­ посредственно процесс производства. Кругооборот производствен­ ных фондов включает в себя и сферу обращения, где функциониру­ ют средства обращения. Они дифференцируются на средства в рас­ четах и денежные средства.

К средствам в расчетах относятся суммы по предъявленным заказ­ чикам счетам за выполненные работы, срок оплаты по которым еще не наступил. Причина образования этих сумм заключается в том, что реа­ лизация готовой строительной продукции требует определенного вре­ мени, в течение которого ранее затраченные средства находятся на стадии расчетов с заказчиками. К средствам в расчетах относятся так­ же дебиторская задолженность за товары и услуги, задолженность по выданным авансам, задолженность по полученным строительной ор­ ганизацией векселям, а также суммы за подотчетными лицами идр.

В эту же статью входят суммы задолженностей поставщикам за то­ вары и услуги; по выданным векселям; по авансам, полученным для оплаты труда; по расчетам с бюджетом и организациями страхования и др. Перечисленные суммы задолженностей — это долговые обяза­ тельства строительной организации, которые и являются ее креди­ торской задолженностью.

Денежные средства — сумма наличных денежных средств в кассе организации; свободные денежные средства, хранящиеся на расчет­ ном, валютном и прочих счетах в банке, а также ценные бумаги (ак­ ции, облигации, сберегательные сертификаты, векселя) и прочие де­ нежные средства строительной организации.

Так как оборотные фонды и фонды обращения обслуживают один акт кругооборота авансируемых средств, то они объединены в одном понятии — оборотные средства.

По источникам формирования оборотные средства делятся на соб­ ственные и заемные.

Собственные оборотные средства предназначены для покрытия ми­ нимальной потребности по созданию производственных запасов, за­

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 281

дела по незавершенному производству работ и затратам для обеспече­ ния нормальной и бесперебойной работы строительной организации.

Источниками собственных оборотных средств являются: уставный капитал, прибыль, а также добавочный и резервный капиталы.

Уст авный капит ал представляет собой совокупность денежных вкла­ дов учредителей в имущество организаций при их создании. Предназна­ чен для обеспечения деятельности создаваемой организации в размерах, определенных учредительным документом (уставом организации).

П рибыль характеризует финансовый результат деятельности ор­ ганизации и используется как источник средств для пополнения соб­ ственных оборотных средств при увеличении объема работ или из­ менении условий производства.

Д обавочны й капит ал образуется за счет переоценки основных фондов в сторону их увеличения, безвозмездного поступления раз­ личных активов от юридических и физических лиц, а также за счет продажи собственных ценных бумаг. Предназначен для образования собственных средств организации.

Р езервны й капит ал образуется за счет прибыли организации и пред­ назначен для покрытия непредвиденных потерь и убытков, в том числе и по оборотным средствам, а также выплаты дивидендов по привилеги­ рованным акциям в случае, когда для этих целей недостаточно прибыли.

Важным внутренним источником оборотных средств являются устой­ чивые пассивы, к которым относятся: минимальная переходящая задол­ женность по заработной плате работникам и служащим, задолженность по отчислениям в фонды обязательного социального, медицинского страхования, П енсионный фонд, фонд занятости населения, задолженность субподрядчикам, поставщикам материально-техниче­ ских ресурсов, а также задолженность по налогам, сборам и платежам в бюджеты и другие виды задолженностей.

Заемными средствами называются средства, привлекаемые строи­ тельными организациями из различных источников финансирования.

Сама структура оборотных средств говорит о том, что они крайне необходимы строительной организации. Без этих средств строитель­ ная организация не может существовать. Так, отсутствие фонда по зарплате, который является частью оборотных средств, может привес­ ти к перерывам в процессе труда.

,# 5.2. Величина оборотных средств

Расчет оборотных средств, направляемых на образование производ­ ственных запасов, предполагает прежде всего выполнение годовой номенклатуры и расхода всех материальных ресурсов, который уста­

vk2 8.2com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

навливается как по группам материалов, так и внутри каждой группы (облицовочные материалы).

Величина оборотных средств по незавершенному производству строительно-монтажных работ может быть рассчитана по сумме пла­ нового остатка незавершенного производства (НПп) на конец того квартала планируемого года, в котором он наименьший. Для опреде­ ления планового остатка можно использовать формулу:

НП - Н П

+ о

-ГО ,

п

н см р

п “

где НП н — остаток незавершенного производства строительно-мон­ тажных работ на начало соответствующего квартала планируемого года; Ос/ — объем строительно-монтажных работ на соответствую­ щий квартал планируемого года; ГОп — ввод в действие готовых объ­ ектов в соответствующем квартале планируемого года.

Размер оборотных средств на незавершенное производство зави­ сит от продолжительности строительства, сметной стоимости строя­ щихся объектов, годовой программы работ, степени нарастания за­ трат и ряда других факторов.

Минимальную потребность оборотных средств на расходы буду­ щих периодов можно определить по формуле:

Нй = В + Р - Р ,

фп о п в'

где В — сумма средств на расходы будущих периодов, вложенная на начало планируемого года; Рп — расходы будущих периодов в плани­ руемом году и подлежащие отнесению на себестоимость работ в бу­ дущие периоды; Рв — расходы будущих периодов, подлежащие списа­ нию на себестоимость работ в планируемом периоде.

N L om tib таРкКе использовать и упрощенную формулу:

бп смр бп'

где Qcr* — объем строительно-монтажных работ в планируемом году; К6п — коэффициент, учитывающий удельный вес расходов будущих периодов в объеме строительно-монтажных работ за предыдущий год.

7 .5 3 . Э ф ф ективность использования оборотных средств

Важнейшим показателем использования оборотных средств явля­ ется показатель оборачиваемости, т. е. скорость их обормота Это озна­ чает, что чем быстрее оборачивается авансируемый капитал, тем в мень­ шем объеме он необходим для выполнения тех функций, которые он осуществляет, а значит, высвобождаемые средства могут быть использованы для финансирования других работ, в чем заинтересо­ вана любая строительная организация.

Для оценки использования оборотных средств используют следую­ щие показатели.

на каждой стадии устанав­

vkГлава.com/club1526850507 . Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 2 8 3

К оэф ф и ц и ен т об о р а ч и ва ем о ст и по времени рассчитывается по формуле:

к*-в/ос,

г д е в — выручка от сдачи работ в сумме, равной объему строительно­ монтажных работ по договорной цене с добавлением компенсаций и льгот сверх договорной цены, а также выручка от реализации мате­ риалов и услуг за определенный период времени; ОС — средняя ве­ личина оборотных средств за тот же период.

Коэффициент оборачиваемости показывает количество оборотов обо­ ротных средств за конкретный период времени или объем продукции, приходящийся на 1 руб. оборотных средств за рассматриваемый период времени. Средняя длительность одного оборота (Д|) за принятый расчет­ ный период выражается отношением числа дней в этом периоде к вели­ чине коэффициента оборачиваемости и определяется по формуле:

А = Т /К _ , if> POO

где Т — длительность расчетного периода, дни; Коб — коэффициент оборачиваемости.

^ о р а ч и в а е з ^ с т ^ б о р о т н ы х ср ед ст в

ливаемся гк^формуле:’ где Др — длительность пребывания средств на отдельных стадиях

кругооборота, дни; П — доля отдельных элементов или групп оборот­ ных средств в общей сумме, %.

На ускорение оборачиваемости оборотных средств влияют самые разнообразные факторы. Во-первых, это система экономического сти­ мулирования тех подразделений строительной организации, которые непосредственно связаны с движением оборотных средств. Здесь важ­ на роль экономических служб строительной организации. Во-вторых, большое значение имеет совершенствование технологии и организа­ ции работ, обеспечивающих непрерывность производства.

Ускорения оборачиваемости оборотных средств можно достигнуть в результате сокращения времени пребывания материалов в пути от поставщика к потребителю; уменьшения текущих и страховых запа­ сов; недопущения необоснованного накапливания сверхнормативных запасов; применения механизации и автоматизации погрузочно-раз­ грузочных работ. Для ускорения оборачиваемости оборотных средств необходимо сокращать незавершенное производство.

Ввиду того, что строительная организация в силу специфики сво­ ей деятельности (длительности производственного цикла) нуждается в заемных средствах, она должна доказать своим заемщикам свою пла­ тежеспособность.

vk284.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

Для оценки платежеспособности используются в основном два по­ казателя: коэффициент абсолютной ликвидности и общий коэффи­ циент покрытия.

К оэф ф ициент абсолют ной ликвидност и представляет собой отно­ шение суммы денежных средств и краткосрочных финансовых вло­ жений к краткосрочной задолженности организации.

О бщ ий коэф ф и ц и ен т п окры т и я показывает, во сколько раз обо­ ротные активы организации превышают сумму краткосрочных дол­ гов. Общий коэффициент покрытия должен быть больше единицы. В этом случае у организации после уплаты долгов остаются оборот­ ные активы, достаточные для продолжения бесперебойной работы.

Для оценки финансового состояния (качества структуры бухгал­ терского баланса) строительной организации используются коэффи­ циент текущей ликвидности и коэффициент обеспеченности собст­ венными средствами.

Коэф ф ициент т екущ ей ликвидност и — это отношение фактиче­ ской стоимости наличных оборотных средств организации в виде про­ изводственных запасов, готовой продукции, денежных средств, де­ биторской задолженности и прочих оборотных активов к срочным обязательствам в виде краткосрочных кредитов банка, различных кре­ диторских задолженностей.

К о эф ф и ц и ен т о б есп еч ен н ост и собст вен н ы м и ср е д с т ва м и пред­ ставляет собой отношение разности между объемами источников соб­ ственных средств и фактической стоимостью основных средств и про­ чих внеоборотных активов к фактической стоимости оборотных акти­ вов (сумма итогов разделов II и III актива баланса).

Все вышесказанное свидетельствует о том, что проблема эффек­ тивности используемых в строительстве производственных фондов не может ограничиваться эффективным использованием основных производственных фондов. Не меньшее значение имеет и эффектив­ ное использование оборотных средств.

7.6. ОПЛАТА ТРУДА В СТРОИТЕЛЬСТВЕ

*- В соответствии с действующим законодательством установление

размеров тарифных ставок и окладов, форм и систем оплаты труда является правом самих организаций и закрепляется в коллективных договорах. При оплате труда физических лиц используется тарифная или бестарифная система оплаты труда (ст. 80 КЗоТ РФ).

Тарифная система представляет собой совокупность нормативных документов (материалов), при помощи которых дифференцируется

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 2 8 5

оплата труда в зависимости от сложности и условий работы, степени квалификации и качества труда работника и других факторов.

В строительстве применяются две общепризнанные формы тариф­ ной оплаты труда — повременная и сдельная; при повременной опла­ те труда заработная плата рабочему или служащему определяется в со­ ответствии с его квалификацией и количеством отработанного рабо­ чего времени.

Такая оплата труда применяется, как правило, в тех случаях, когда труд работника невозможно пронормировать или выполняемые ра­ боты не поддаются обоснованному учету. Сфера распространения по­ временной оплаты труда — руководящий и административно-хозяй­ ственный персонал, дежурный персонал (слесари, сантехники, элек­ трики), рабочие, ремонтирующие и обслуживающие машины.

Работникам, переведенным на повременную оплату труда, в зави­ симости от присвоенного им разряда устанавливается должностной оклад (руководители, служащие, технические исполнители) или та­ рифная ставка (для рабочих).

Должностной оклад представляет собой сумму заработной платы за полностью отработанный месяц, тарифная ставка — сумму зара­ ботной платы за единицу времени.

Разряды устанавливаются в зависимости от сложности выполняе­ мых работ в соответствии с принятыми на предприятии схемами должностных окладов (для руководителей, специалистов, технических исполнителей) илитарифно-квалификационнымисправочниками (для рабочих), используемыми на предприятии.

Тарифно-квалификационные справочники работ и профессий ра­ бочих (ТКС) используются также для тарификации работ.

Дифференциация заработной платы производится при помощи та­ рифной сетки, при построении которой предусматриваются:

шкала тарифных разрядов и соответствующая ей шкала тариф­ ных коэффициентов (чем выше разряд, тем выше тарифный ко­ эффициент);

величина минимальной тарифной ставки по Тарифному разряду.

Взависимости от характера выполняемых работ и условий органи­ зации производства и труда применяют простую повременную и по­ временно-премиальную системы оплаты труда.

При простой повременной оплате труда работник получает зара­ ботную плату за отработанное рабочее время. Заработная плата при этом определяется умножением тарифной ставки разряда, присвоен­ ного работнику, на число отработанных и оплачиваемых часов или

дней.

vk286.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

При повременно-премиальной оплате труда работник, кроме основ­ ного заработка, получает премии за достижение установленных ка­ чественных показателей.

Работник имеет право на получение премии, если он выполнил уста­ новленные положением о премировании (коллективным договором) показатели и условия премирования. Администрация обязана преми­ ровать работника в размерах, не менее установленных действующим положением.

Заработная плата руководителям, специалистам и другим работ­ никам, которым установлены должностные оклады, определяется де­ лением установленного месячного оклада на календарное количест­ во рабочих дней в месяце и умножением полученной суммы на коли­ чество фактически отработанного времени.

Кроме должностного оклада работники также могут получать пре­ мию.

При сдельной оплате труда работник получает заработную плату в зависимости от объема выполненной работы по установленным сдельным расценкам за единицу доброкачественной продукции, вы­ раженной в натуральных показателях.

При использовании сдельной оплаты труда применяются нормы времени, нормы выработки, сдельные расценки.

Норма времени — время, необходимое для выполнения единицы доброкачественной работы в нормальных условиях труда.

Норма выработки — количество доброкачественной работы, кото­ рое должен выполнить (выработать) рабочий в течение определенного времени в нормальных условиях труда.

Сдельная расценка — установленная ставка заработной платы за единицу доброкачественно выполненной работы.

Разновидности сдельной оплаты труда — прямая сдельная, сдель­ но-премиальная, сдельно-прогрессивная, аккордная.

При прям ой сдельной оп лат е труда заработная плата начисляется в зависимости от объема выполненной работы исходя из сдельных рас­ ценок за единицу доброкачественной продукции.

При сдельно-прем иальной оплате труда работнику дополнительно начисляется премия за выполнение условий и показателей премиро­ вания. Премия (впрочем, как и при повременной оплате труда) может устанавливаться в твердой сумме или в процентах от тарифной став­ ки работника.

При сдельн о -п рогресси вн ой оплате труда выработка в пределах уста­ новленной нормы оплачивается по основным неизменным расценкам, а выработка сверх нормы — по повышенным расценкам. При такой

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943 2 8 7

форме оплаты труда также может использоваться премирование ра­ ботников.

При а ккордн ой оп лат е труда бригаде или отдельному работнику выдается аккордное задание, устанавливается срок его выполнения и сумма заработной платы.

В сочетании с премированием за сокращение нормативного времени аккордного задания используется аккордно-премиальная оплата труда.

Общая сумма заработной платы по наряду-заданию или наряду (с премиями) распределяется между членами бригады пропорциональ­ но фактически отработанному каждым членом бригады времени и ча­ совой тарифной ставке присвоенного ему разряда.

Разница между суммой заработной платы по наряду и тарифными ставками работников исходя из фактически затраченного рабочего времени (приработок) между членами бригады распределяется по коэффициенту приработка. При начислении заработной платы чле­ нам бригады по коэффициенту приработка сначала рассчитывается заработная плата каждого члена бригады по тарифу умножением ча­ совой тарифной ставки присвоенного ему разряда на количество фак­ тически отработанных часов в данном месяце, затем определяется коэффициент приработка делением общей суммы заработка на об­ щую сумму заработной платы по тарифу.

Заработная плата каждого члена бригады исчисляется путем умно­ жения его заработной платы на коэффициент приработка.

Распределение заработной платы между работниками бригады мо­ жет быть произведено также с использованием коэффициента трудо­ вого участия (КТУ), который представляет собой обобщенную количе­ ственную оценку личного вклада каждого члена бригады в конечные результаты работы. Порядок и условия применения КТУ для бригад и отдельных категорий работников обсуждаются и принимаются сове­ том трудового коллектива и утверждаются руководителем организа­ ции. Члены трудового коллектива должны ознакомиться с ними и дать свое согласие на их применение.

В качестве базового значения КТУиспользуют единицу. Значение КТУ каждого члена или коллектива бригады может быть равно базовому коэффициенту (единице), больше или меньше его в любом диапазоне (например от 0 до 1,5) в зависимости от вклада в общие результаты, оцениваемого по принятым в организации критериям. Перечень показателей и значений КТУ, повышающих или понижающих базовый коэффициент, определяется принимаемой на предприятии шкалой КТУ.

Для объективной оценки организуется учет количества и качества работы, выполненной каждым работником. Решение по установлению

vk288.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

членам бригады КТУ принимается ежемесячно на собрании путем открытого голосования и оформляется протоколом, который вместе с нарядом-заданием и табелем-расчетом передается в бухгалтерию.

Бестарифная оплата труда может использоваться при оплате тру­ да работников отделов снабжения.

Суть бестарифной оплаты труда заключается в том, что заработок работника ставится в зависимость от конечных результатов работы структурного подразделения, в котором он работает, или от объема средств, направляемых администрацией предприятия на оплату тру­ да работников.

Зачастую сумма заработка работника при бестарифной оплате тру­ да исчисляется в процентах от стоимости заключенных им договоров на поставку (продажу) продукции (товаров) или в процентах от вели­ чины дохода (прибыли) предприятия от сделок, совершенных работ­ ником в пользу организации.

При оплате труда своих работников организации в обязательном порядке должны соблюдать требования трудового законодательства о минимальном размере заработной платы.

Согласно ст. 133 Трудового кодекса РФ месячная оплата труда ра­ ботника, отработавшего полностью определенную на этот период нор­ му рабочего времени и выполнившего свои трудовые обязанности (нормы труда), не может быть ниже установленного законом мини­ мального размера оплаты труда. При этом в минимальный размер опла­ ты труда не включаются доплаты и надбавки, а также премии и другие поощрительные выплаты.

Размеры тарифных ставок и должностных окладов работников явля­ ются минимальным гарантированным уровнем оплаты труда, ниже которого ни одна организация соответствующего региона независимо от организационно-правовых форм собственности не имеет права платить лицам, занятым на условиях найма, при соблюдении установленной законодательством продолжительности рабочего времени и выполнении работником установленных трудовых обязанностей или норм труда.

Минимальный размер тарифной ставки ежеквартально индекси­ руется по мере роста прожиточного минимума в субъектах Россий­ ской Федерации на основании данных Федеральной службы государ­ ственной статистики РФ.

Таким образом, строительно-монтажные организации вправе опре­ делять размер средств на оплату труда работников, занятых в основ­ ной деятельности, в размерах, не ниже установленных Законом.

Оплата труда руководителей, специалистов и служащих осуществ­ ляется по должностным окладам, устанавливаемых организациями и

vkГлава.com/club1526850507. Экономика нефтегазового| vkстроительства.com/id446425943________________________289

предприятиями исходя из имеющихся средств на эти цели. При назна­ чении работника на конкретную должность и установлении ему долж­ ностного оклада организация руководствуется Квалификационным справочником должностей руководителей, специалистов и служащих.

К тарифным ставкам и должностным окладам работников строи­ тельно-монтажных организаций устанавливаются по действующим нормам следующие надбавки и доплаты:

за тяжелые и вредные условия труда, за особо тяжелые и особо вредные условия труда;

за профессиональное мастерство для рабочих III, IV, V, VI и бо­ лее высоких разрядов;

за подвижной и разъездной характер работ при выполнении ра­ бот вахтовым методом;

за работу в многосменном режиме (вечернее время, ночное время);

за работу в выходные и праздничные дни, в сверхурочное вре­ мя, районные коэффициенты, северные надбавки и т. д. — в раз­ мерах, предусмотренных действующим законодательством.

Кроме приведенных выше выплат, работникам устанавливается выплата вознаграждений за выслугу лет и премий за ввод в действие объектов.

Конкретные виды, системы оплаты труда, размеры тарифных ста­ вок, окладов, премий, иных поощрительных выплат, атакже соотноше­ ние в их размерах между отдельными категориями персонала пред­ приятия определяют самостоятельно и фиксируют в коллективных до­ говорах. Вопросы материального поощ рения реш аются также принимаемыми положениями о премировании и выплате вознаграж­ дений по итогам работы за год.

Необходимо учитывать, что об изменении существенных условий тру­ да — систем и размеров оплаты труда, льгот, режима работы, установле­ нии или отмене неполного рабочего времени, совмещении профессий, изменении разрядов и наименования должностей и других — работник должен быть поставлен в известность не позднее чем за два месяца.

РЕЗЮМЕ

Нефтегазовый комплекс в составе ТЭК является важнейшей струк­ турной составляющей экономики России. Рост потребления энергоре­ сурсов во всем мире дает России большие экономические перспекти­ вы. В 2003 г. в России была принята энергетическая стратегия разви­ тия на период до 2020 г. Главной задачей принятой стратегии является определение путей достижения качественно нового состояния ТЭК, рост

vk290.com/club152685050 | vk.com/id446425943Часть I. Основы нефтегазового дела

его конкурентоспособности на мировом рынке. Главным средством решения поставленных задач служит формирование цивилизованного энергетического рынка и недискриминационных экономических взаимоотношений его субъектов между собой и с государством.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Что относится к приоритетам энергетической стратегии России?

2.В чем заключается государственное регулирование в ТЭК?

3.Укажите особенности рыночных отношений в строительстве.

4.Что включает в себя себестоимость строительно-монтажных работ?

5.Чем отличаются сметная, плановая и фактическая себестоимо­ сти строительно-монтажных работ?

6.Как классифицируются основные фонды в строительстве?

7.В чем состоят различия первоначальной, остаточной и восста­ новленной стоимостей основных фондов ?

8.Как рассчитывается ежегодная норма амортизации основных фондов?

9.Какие существуют показатели эффективности использования основных фондов?

10.В чем заключаются преимущества лизинга по сравнению с дру­ гими способами замены устаревшего оборудования?

11.Что включают в себя производственные запасы строительных организаций?

12.Чем отличаются собственные оборотные средства от заемных?

13.Какими показателями характеризуется эффективность исполь­ зования оборотных средств?

14.Чем отличается повременная оплата труда от сдельной?

15.В чем суть бестарифной системы оплаты труда?

ЛИТЕРАТУРА

1. А рдзинов В.Д . Организация оплаты труда в строительстве. — С-Пб.:

Питер, 2004.

*

2. А рдзинов В .Д .

Ценообразование и сметное дело в строительст­

ве. — С-Пб.: Астерион, 2003.

3. Методические рекомендации по формированию себестоимости строительно-монтажных работ (7 мая 2002 г., №81).

vk.com/club152685050Глава 7. Экономика нефтегазового| vk.com/id446425943строительства 291

^ ф ^ р а л ь н ы й закон от 29 октября 1998 г. № 164-ФЗ «О финансойаренде (лизинге)» (с изменениями от 29января, 24 декабря 2002 г.,

?3декабря 2003 г., 22 августа 2004 г.).

5. Ч и ст овЛ .М . Экономика строительства. — C-Пб.: Питер, 2001.

S. Экономика строительства: Учебное пособие для вузов. — М ; Рос- тов-на-Дону: Март, 2003.

7. Экономика строительства: Учебное пособие. — М.: Юриспруден­

ция, 2003.

8* Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.

М., 2003.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

БОБЪЕКТЫ И СООРУЖЕНИЯ

& ПОДГОТОВКИ, ТРАНСПОРТА И

ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

ГЛАВА 8, ЛИНЕЙНЫЕ ОБЪЕКТЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

8.1.Классификация магистральных трубопроводов

8.2.Состав объектов и сооружений магистрального газопровода

8.3.Объекты и сооружения магистрального нефтепровода

8.4.Конструктивные решения магистральных трубопроводов

8.5.Оборудование, фасонные детали и фланцевые соединения трубопроводов

8.6.Связь на трубопроводном транспорте и ее назначение

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

8.1. КЛАССИФИКАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

В соответствии с российскими строительными нормами трубопро­ воды для добычи и транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов подразделяются на четыре группы:

промысловые трубопроводы;

технологические трубопроводы;

магистральные трубопроводы;

распределительные трубопроводы.

Промысловые трубопроводы прокладываются от скважин к уста­ новкам подготовки газа, газового конденсата или нефти на промыс­ лах. Они служат для сбора продуктов скважин и их транспортировки на установки комплексной подготовки газа (УКПГ) иЛи установки комплексной подготовки нефти (УКПН), а также для подачи очищен­ ного газа, ингибитора и сточных вод под большим давлением в неф­ тяные скважины. Обычно диаметры промысловых трубопроводов составляют 100—200 мм; диаметр промыслового коллектора — 500—1000 мм. Давления в промысловых трубопроводах достигают 32 МПа (320 кгс/см2) и более.

г ава 8Линейные объектымагистрального трубопроводноготранспорта 293 vk. л.com/club152685050------------------------------------------------------—| vk.com/id446425943--------------------------------------------- ------------------------

Технологические трубопроводы прокладываются на территории УКПГ и УКПН и предназначены для соединения между собой техно­ логического оборудования, на котором осуществляется очистка неф ­ ти или газа от механических примесей, воды и других компонентов.

Магистральные трубопроводы предназначены для дальней транс­ портировки подготовленных на промысловых сооружениях нефти, газа, газового конденсата. Кроме того, магистральный трубопровод прокладывается от газоперерабатывающих и нефтеперерабатываю­ щих (нефтепродуктопровод) заводов до районов их потребления. Диа­ метры магистральных трубопроводов могут быть от 200 до 1400 мм, рабочие давления в них могут составлять от 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 10,0 МПа (100 кгс/см2).

Распределительные трубопроводы прокладываю тся от магист­ ральных трубопроводов к местам непосредственного потребления газа или нефтепродуктов. Диаметр таких трубопроводов обычно со­ ставляет 100—300 мм, рабочие давления не превышают 1,2 МПа (12 кгс/см2).

Рассмотрим классификацию трубопроводов и их участков по слож­ ности строительства.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопрово­ ды» м а ги ст р а л ьн ы е га зо п р о во ды подразделяются на два класса в за­

висимости от рабочего давления:

 

 

I класс — рабочее давление свыше

2,5 МПа

(25 кгс/см 2) до

-

10,0 МПа (100 кгс/см2) включительно;

1,2 МПа

(12 кгс/см) до

II

класс — рабочее давление свыше

 

2,5

МПа (25 кгс/см2) включительно.

 

 

М а ги ст р а л ьн ы е н еф т еп р о во ды и н еф т еп р о д ук т о п р о во д ы подраз­ деляются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:

I класс — диаметр свыше 1000 мм до 1200 мм включительно;

II класс — диаметр свыше 500 мм до 1000 мм включительно;

III класс — свыше 300 мм до 500 мм включительно;

IV класс — 300 мм и менее.

Взависимости от класса трубопровода выбираются безопасные

расстояния от трубопровода до строений и сооружений при проекти­ ровании.

Наряду с этой классификацией для трубопроводов и их участков ус­ тановлены категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик (выбора коэффициента условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и Деформативность), объема неразрушающего контроля сварных соеди­ нений и величины испытательного давления. В соответствии со СНиП

vk2 9.4com/club152685050Чаешь II, Объекты| vkи сооружения.com/id446425943подготовки и транспорта

2.05.06-85* приняты пять категорий трубопроводов и их участков: В, I, ц Ш, IV; наиболее высокой категорией является «В», наименьшей — IV Чем выше категория трубопровода, тем больше принимается объем контроля сварных соединений, выше испытательное давление, меньше коэффициент условий работы трубопровода.

К категории «В» относятся: переходы нефтепровода и нефтепродуктопровода диаметром 1000 мм и более через судоходные водные преграды и несудоходные шириной зеркала воды 25 м и более; газо­ проводы внутри зданий компрессорных станций (КС), подземных хранилищ газа (ПХГ), газораспределительных станций (ГРС), нефте­ перекачивающих станций (НПС) идр. К участкам IV категории отно­ сятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности, в устой­ чивых грунтах, вдали от строений и сооружений.

Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности и возможными последствиями в случае разру­ шения трубопровода. Так, если газопровод или нефтепровод раз­ рушится на равнинной местности, вдали от строений и сооруже­ ний и водоемов, то ущерб будет минимальным, а если газопровод разрушится на территории КС или нефтепровод на пересечении водотока, то ущерб будет значительный. Поэтому к таким участкам трубопровода предъявляются более жесткие требования, чем к остальным.

8.2. СОСТАВ ОБЪЕКТОВ И СО ОРУЖ ЕН ИЙ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Магистральный газопровод и магистральный нефтепровод по со­ ставу объектов и сооружений несколько отличаются друг от друга.

Всостав магистрального газопровода входят следующие объекты

исооружения:

объекты сбора и подготовки продукции скважин к транспорту;

головная компрессорная станция (ГКС) которая монтируется в начале газопровода в районе газовых промыслов;

линейная часть с переходами через естественные *и искусствен­ ные преграды, с резервными нитками на переходах через боль­ шие водные преграды и лупингами (параллельные трубопроводы на отдельных участках, прокладываемые для увеличения пропу­ скной способности трубопровода); в линейную часть трубопро­ вода входят также узлы запорной арматуры (крановые узлы, узлы пуска и приема внутритрубных устройств для пропуска

vkГлава.com/club1526850508. Линейные объекты магистрального| vk.com/id446425943трубопроводного транспорта 295

очистных поршней, удаляющих отложения в полости труб и диаг­

ностических внутритрубных приборов);

газопроводы-отводы меньшего диаметра для поставки газа от­ дельным потребителям;

промежуточные компрессорные станции (КС), поддерживающие рабочие давления в трубопроводе, они отстоят одна от другой на

расстоянии 120—150 км;

газораспределительные станции (ГРС), монтируемые на концах га­ зопроводов-отводов, на которых давление газа понижается до 1Д МПа (12 кгс/см2), газ дополнительно очищается и обезвожива­ ется, одорируется (придается запах) для поставки потребителям;

подземные хранилища газа (ПХГ), предназначенные для регули­ рования сезонной неравномерности потребления газа (летом в них накапливают, а зимой подают потребителям газ в большем объеме); газ закачивают обычно либо в водоносные горизонты пористых пород, либо в выработанные нефтяные и газовые ме­ сторождения, либо в специально разработанные (вымытые) хра­ нилища в солевых отложениях;

устройства электрохимической защиты (ЭХЗ) трубопровода от коррозии, которые дополняют пассивную защиту (изоляцион­ ные покрытия труб) от коррозии;

вдольтрассовая линия электропередачи, которая обеспечивает электротоком системы ЭХЗ, управления линейными кранами, автоматики, телемеханики и сигнализации;

вдольтрассовая линия технологической связи, которая служит для централизованного управления работой трубопровода и яв­ ляется технической базой для автоматизированной системы управления (АСУ) работой трубопроводного комплекса;

газоизмерительные станции (ГИС), предназначенные для заме­ ра объемов газа, подаваемые потребителям или перекачиваемые на экспорт;

сооружения, обслуживающие газопроводы (подъездные и вдольтрассовые проезды, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков (ЦЛО), защитные устройства, аварийно-ремонтные пункты (АРП)).

8.3.ОБЪЕКТЫ И СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

В состав магистрального нефтепровода входят следующие объек­ ты и сооружения:

vk.296com/club152685050ЧастъП.Объектыисооруженияподготовкиитранспорта| vk.com/id446425943

сбора нефти, газа и воды (включая кустовые насосные станции) и подготовки к транспорту нефти и газа;

дожимная нефтеперекачивающая станция;

головная нефтеперекачивающая станция (ГНС);

линейная часть с переходами через преграды, запорной армату­ рой, нефтепроводами-отводами, лупингами, узлами пуска и приема внутритрубных устройств;

промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНС);

резервуарные парки, состоящие либо из железобетонных резервуа­ ров (РВБ), либо из стальных (РВС); резервуарные парки сооружают­ ся на нефтеперекачивающих станциях, на терминалах морского и речного портов, на нефтеналивных станциях железных дорог;

устройства электрохимической защиты трубопровода и резер­ вуарных парков от коррозии;

вдольтрассовая ЛЭП;

вдольтрассовая линия технологической связи;

узлы определения количества нефти, сооружаемые в конце неф­ тепровода для коммерческих целей;

противопожарные сооружения (земляные амбары, земляные дамбы и др.);

обслуживающие нефтепровод сооружения;

постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним;

опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубо­ провода;

пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;

указатели и предупредительные знаки.

Состав магистрального нефтепродуктопровода (бензинопровода, керосинопровода, трубопровода для дизтоплива) аналогичен составу нефтепровода. Отличие заключается только в том, что продуктопровод имеет большее число отводов к нефтебазам.

К основным характеристикам линейной части магистральных газонефтепроводов относятся следующие группы данных:

конструктивная схема прокладки трубопроводов; ^

координаты, определяющие ориентацию трубопровода в про­ дольном отношении на всем протяжении трассы;

основные пространственные характеристики конструктивных элементов с указанием допустимых отклонений от номинальных размеров (внутренний и наружный диаметр трубы, толщины стенок, геометрические характеристики формы сварных соеди­ нений и т. д.);

vkГлава8.com/club152685050.Линейныеобъектымагистралъноготрубопроводноготранспор| vk.com/id446425943 ,

физико-механические характеристики, включая прочностные, применяемых материалов и аналогичные характеристики метал­ ла в зоне сварных соединений;

данные о дефектности материала труб (дефектность обнару­

жена).

Диаметр трубопроводов определяется гидравлическим расчетом в зависимости от территории прохождения трассы. Если заранее из­ вестно, что транспортирование продукта в обратном направлении исключено, трубопроводы проектируют из труб с разными толщина­ ми стенок в зависимости от категорий участков трубопровода.

Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вер­ тикальной плоскости определяют расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Ми­ нимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очи­ стных устройств составляет не менее 5 его диаметров.

На трассе трубопроводов предусматривается установка сигналь­ ных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5—2 м от по­ верхности земли, которые оснащаются соответствующими щитками с надписями-указателями. Знаки устанавливаются в пределах види­ мости, но не более чем через 500 м, а также дополнительно на углах поворота.

8.4. КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть, представляющая собой непрерывную нить, сварен­ ную из отдельных труб и уложенную по трассе подземно, наземно или надземно. При этом применяются трубы длиной 12,18 и 24 м. Чем длин­ нее применяемая труба, тем меньше количество сварных стыков и, следовательно, выше надежность трубопровода. Способ прокладки трубопровода — подземный, наземный или надземный, зависит от топографических, геологических, гидрогеологических и климатиче­ ских условий. Наряду с участками, обладающими большой несущей способностью, по трассе встречаются участки с грунтами малой не­ сущей способности (болотистые участки, обводненные участки, уча­ стки с многолетнемерзлыми грунтами). Кроме того, трубопровод пеРесекает множество рек, речек, ручьев, озер, железных и автомобиль­ ных дорог, каналов. Поэтому применяются различные способы прокладки с целью обеспечения устойчивости трубопровода и уде­ шевления строительства (рис. 8.4.1).

vk.com/club152685050298 Часть II. Объекты| vk.com/id446425943и сооружения подготовки и транспорта

Прокладка газопровода подземная

1 газопровод

2 грунт обратной

за сы пки траншеи

3 подсы пка песчаным

грунтом

Прокладка газопровода

наземная в насыпи

1 газопровод

2 об в а л ов ка

3 блоки сотового

полим ерного покрытия

Прокладка газопровода

надземная на опорах

1 газопровод

2 опора под

газопроводом

Рис. 8.4.1. Основные способы прокладки м агист ральны х т рубопроводов

Подземный способ прокладки трубопровода является наиболее распространенным. При этом заглубление трубопровода до верха тру­ бы принимается 0,6—1,1 м в зависимости от диаметра трубопровода и грунтовых условий. Это диктуется необходимостью исключения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

г

ава

8. Л инейны е объект ы м агист рального т рубопроводного т ранспорт а 2 9 9

л Л

 

_________________

________

повреждения трубопровода от проезжающей техники и при выполне­ нии сельскохозяйственных работ на пахотных землях. Минимальное заглубление 0,6 м разрешается на заболоченных участках, где движе­ ние техники или транспортных средств исключается.

Наземный способ прокладки трубопровода предполагает уклад­ ку трубопровода на дневной поверхности земли или выше на грунто­ вых подушках или сплошной подсыпке с последующей обваловкой привозным или местным грунтом. Высота обваловки от верхней об­ разующей трубы должна быть 0,8—1,0 м в зависимости от диаметра трубопровода. Такой способ прокладки применяется в основном на заболоченных участках и многолетнемерзлых грунтах и крайне ред­ ко, так как требует выполнения дорогостоящих грунтотранспортных работ, открытия специальных карьеров грунта, закрепления откосов обваловки против эрозии, рекультивации карьеров. Кроме того, обваловка препятствует естественным потокам поверхностных вод, ми­ грации диких животных.

Надземная прокладка трубопровода предусматривает сооруже­ ние его над земной поверхностью на опорных устройствах различно­ го рода. В качестве опорных устройств используются железобетон­ ные или металлические сваи, на которые непосредственно укладыва­ ется трубопровод; или на сваи сначала укладываются несущие балки, а затем сверху трубопровод (по типу моста). Используются также ви­ сячие на тросах конструкции (по типу висячих мостов). Надземная прокладкав основном применяется напересеченияхрек, озер, глубо­ ких оврагов и каньонов с целью снижения объемов земляных работ и исключения повреждения трубопровода водотоками.

Прокладка трубопровода на сваях без дополнительных пролетных строений, когда используется несущая способность трубы (так назы­ ваемые «балочные переходы»), широко применяется на многолетне­ мерзлых грунтах. Дело в том, что в таких грунтах газопровод, благо­ даря наличию высокой температуры, воздействует на мерзлые грун­ ты, они начинают таять, в результате чего трубопровод теряет устойчивость, возникают разрывы. А нефтепровод прокладывают на многолетнемерзлых грунтах надземно для того, чтобы избежать осты­ вания нефти от воздействия мерзлых грунтов, в результате которого нефть загустевает и ее перекачка затрудняется. При надземной про­ кладке нефтепровода трубы покрывают тепловой изоляцией, а иног­ да осуществляют попутный подогрев (с помощью электрического ка­ беля) для поддержания температуры нефти.

Подробнее о технологиях различных способов прокладки трубопро­ водов см. в главе 17.

vk300.com/club152685050ЧастьII. Объекты| иvkсооружения.com/id446425943подготовки итранспорта

Подводная прокладка трубопровода производится при эксплуата­ ции морских месторождений нефти и газа, все более удаленных от суши. Подводные трубопроводные системы являются эффективны­ ми средствами транспорта при освоении нефтегазовых ресурсов кон­ тинентального шельфа морей и океанов.

Подробнее о строительстве морских трубопроводных систем см. главы 15 и 16.

На надземных трубопроводах монтируют через определенные рас­ стояния компенсаторы (искривленныеучастки), которые «гасят» про­ дольные перемещения трубопровода от воздействия переменной ат­ мосферной температуры, что позволяет избежать возникновения опасных напряжений в стенках труб.

При параллельной прокладке нескольких трубопроводов в общем техническом коридоре между нитками выдерживается безопасное рас­ стояние, величина которого зависит от способа прокладки трубопровода, назначения трубопровода и диаметра трубопровода и колеблется от 5 м до 100 м. Не допускается прокладка магистральных трубопроводов в тон­ нелях железных и автомобильных дорог, совместно в тоннелях с электри­ ческими кабелями связи, а также по мостам железных и автомобильных дорог, за исключением газопроводовдиаметром до 1000 ммс рабочимдавлением 2,5 МПа (25 кгс/см2) и нефтепроводов диаметром 500 мм и менее.

Безопасные минимальные расстояния от оси трубопровода до зда­ ний и сооружений изменяются в широком диапазоне — от 25 м до 350 м и зависят от назначения трубопровода, его диаметра и вида зда­ ния и сооружения.

К конструктивным элементам трубопровода предъявляются сле­ дующие требования:

толщина стенки труб подбирается расчетом; при этом основны­ ми параметрами, определяющими толщину стенки труб, явля­ ются рабочее давление, диаметр трубопровода, прочность стали труб (нормативное сопротивление растяжению или сжатию); толщина стенки труб по трассе все время меняется в зависимо­ сти от категории участков;

минимальный радиус изгиба трубопровода определяется исходя из условия прохождения очистных и диагностических устройств и составляет не менее пяти его диаметров;

длина патрубков («катушек»), ввариваемых в трубопровод при соединении уложенных плетей в нитку или при ремонте повре­ жденных участков, составляет не менее 250 мм;

запорная арматура устанавливается на расстоянии, определяе­ мом расчетом, но не более 30 км. Кроме того, запорная арматура

vkГлава8.com/club152685050.Линейныеобъектымагистралъноготрубопроводноготранспорта301| vk.com/id446425943

устанавливается на обоих берегах водных преград, в начале тру­ бопроводов-отводов, на ответвлениях к ГРС, по обеим сторонам автомобильных мостов, на обоих берегах болот III типа протя­ женностью свыше 500 м;

ддя контроля наличия конденсата и выпуска его из газопровода устанавливаются конденсатосборники;

параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения связываются между собой перемычками для обеспечения совмест­ ной работы (для перепуска продукта в случае остановки какойлибо нитки).

При взаимном пересечении трубопроводов р ассто я н и е меж ду ними принимается не менее 350 мм, а пересечение выполняется под углом не менее 60°. Норма просвета между пересекаемыми трубопро­ водами диктуется возможностью обеспечения ремонтных работ при эксплуатации.

При прокладке трубопровода в скальных и каменистых грунтах,

вмерзлых грунтах предусматривается его защита от механических повреждений: обсыпка из мягкого грунта, защитные обертки из проч­ ных материалов и др. Во избежание всплытия трубопровода диамет­ ром 200 мм и более применяется балластировка из железобетонных и чугунных грузов, полимерно-грунтовых контейнеров или закрепле­ ние трубопровода на дне траншеи анкерными установками. На про­ дольных уклонах трассы крутизной свыше 20% устраиваются противоэрозионные экраны и перемычки из глинистых грунтов, каменных набросок или полимерно-грунтовых контейнеров (мешки с песком). На поперечных уклонах трубопровод прокладывается на полках, устра­ иваемых путем срезки грунта. При этом на крутых косогорах (попе­ речный уклон свыше 35°) ддя удержания срезанного грунта устраи­ вают подпорные стены. В ряде случаев во избежание срезки грунтов

вгорных условиях в больших объемах, что порождает неотвратимые эрозионные процессы, а также во избежание свода леса трубопрово­

ды прокладывают в тоннелях. При этом диаметр в тоннелях прини­ мается из расчета доступа во внутрь ремонтной бригады и эксплуата­ ционного персонала. В последнее время трубопроводы в тоннелях на­ чали прокладывать и на пересечениях через реки.

При прокладке трубопровода в сейсмических районах прим еняю т специальные решения, позволяющие избежать разрыв трубопровода: Утолщение стенки трубопровода, по возможности обход косогорных Участков, 100%-й контроль качества физическими методами сварных соединений, установка компенсаторов на входах трубопровода в здания (КС, НПС и др.), подсыпкаи присыпкатрубопровода крупнозернистым

vk3.0com/club1526850502 Часть II Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и транспорта _

песком или торфом, применение надземной прокладки с установкой демпферов в пролетах, установка автоматически срабатывающей запорной арматуры, установка автоматической системы контроля положения трубопровода, установка сейсмометрических станций для записи колебаний трубопровода и окружающего грунта и др.

Конструкция переходов трубопроводов через естественные и ис­ кусственные преграды несколько сложнее. На переходах через вод­ ные преграды применяются следующие технические решения:

величина заглубления в дно водных преград выбирается с уче­ том возможных деформаций русла и перспективных дноуглуби­ тельных работ;

переходы нефтепровода и нефтепродуктопровода прокладыва­ ются ниже по течению от мостов, пристаней, гидротехнических сооружений и других аналогичных объектов;

расстояния между осями трубопровода на переходах увеличива­ ются;

запорная арматура на обоих берегах размещается за пределами границ водоразлива;

склоны берега вдоль трубопровода закрепляются специальны­ ми конструкциями (железобетонными решетками, георешетка­ ми, гравийной наброской и др.);

на больших водоемах (шириной более 75 м) прокладывается ре­ зервная нитка;

на обоих берегах судоходных рек и каналов устанавливаются сиг­ нальные знаки.

На пересечениях с железными и автомобильными дорогами при ­ меняются следующие технические решения:

угол пересечения трубопровода с железными и автомобильны­ ми дорогами должен быть, как правило, 90° (с целью снижения поражающего эффекта);

трубопровод на переходе прокладывается в защитном кожухе («труба в трубе»); защитный кожух предохраняет трубопровод от воздействия движущихся по дороге транспортных средств и

в случае разрыва трубопровода под дорогой отводит вытекаю­ щий продукт подальше от дороги;

трубопровод в кожухе опирается на опорные кольца, изготавли­ ваемые из диэлектрических материалов, что позволяет исклю­ чить электрический контакт между трубопроводом и кожухом и, следовательно, электрохимическую коррозию;

на концах кожуха устанавливаются герметизаторы межтрубного пространства; отвод газа (при утечке) осуществляется через све­

vkГлава.com/club1526850508. Линейные объекты магистрального| vk.com/id446425943трубопроводного транспорта 303

чу, а нефти и нефтепродуктов — через патрубки, которые прива­ риваются к одному концу кожуха.

Трубопроводы, проложенные подземно, наземно или надземно за­ щищаются от коррозии комплексно: защитными покрытиями и сред­ ствами электрохимической защиты. Защитные покрытия наносятся на трубы в заводских условиях, на базах или на трассе. В последнее время все большее применение находят трубы с заводским противо­ коррозионным покрытием, так как они находятся в горячем состоя­ нии и гарантируют высокое качество, в то время как на трассе покры­ тия наносятся в основном в холодном состоянии и не обеспечивается требуемое качество.

В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов применяются два этапа защитных покрытий: усилен­ ный и нормальный, которые отличаются толщиной и количеством слоев покрытия, а также марками применяемых материалов. Усилен­ ный тип покрытий применяется на трубопроводах диаметром 1020 мм и более в засоленных грунтах, на болотах, на поливных землях, на подводных переходах, на переходах через автомобильные и желез­ ные дороги, на участках с температурой трубы + 40°С и выше. Во всех остальных случаях применяются покрытия нормального типа.

Надземные трубопроводы защищают от атмосферной коррозии ла­ кокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями. Ме­ таллические опоры и другие металлические конструкции трубопро­ вода также защищаются покрытиями от коррозии; кроме того, на них устанавливаются средства электрохимической защиты.

В многолетнемерзлых грунтах также применяется комплексная защита трубопроводов. Но если температура стенок трубопровода и грунта вокруг него в процессе эксплуатации не превышает — 5°С, то электрохимическая защита не используется.

8.5. ОБОРУДОВАНИЕ, ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ И ФЛАНЦЕВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Для сбора и удаления из газопровода выпадающей при транспор­ тировке газа жидкости (воды и конденсата) в пониженных участках газопровода устанавливают конденсатосборники, представляющие собой упрощенные сепараторы.

Одни из типов конденсатосборников показан на рис. 8.5.1 и 8.5.2.

Вгазопровод (1) врезают конденсатосборник (4). Скапливающуюся

внем жидкость периодически продувают через рабочий вентиль (3).

Вхолодное время года перепускной вентиль (2) должен быть все вре­

vk304.com/club152685050Часть II. Объекты| vkи.сооруженияcom/id446425943подготовки и транспорта

мя открыт во избежание подъема и замерзания жидкости в вертикаль­ ной выходной трубке. Во время продувки перепускной вентиль закры­ вают, а рабочий вентиль открывают. После продувки перепускной вентиль открывают и просушивают конец трубки газом из газопро­ вода. Затем рабочий вентиль закрывают. Более подробно продувка конденсатосборников представлена далее.

Применяются и другие конструкции конденсатосборников: конденсатосборник типа «расширительная камера» (для газопроводов Dy 700 мм, конденсатосборникс патрубком-ловушкой для газопровода Dy 1000 мм). При небольших количествах выпадающей жидкости для ее удаления из газопровода применяют упрощенные дренажные устрой­ ства.

Жидкость, скапливающуюся в конденсатосборниках, установлен­ ных по трассе газопровода, удаляют по мере ее накопления путем продувки газом. Периодичность продувки устанавливается исходя из конкретных условий, и регламентируется утвержденным графиком. В необходимых случаях производят внеочередные продувки конденса­ тосборников. Продувку можно производить с одновременным сжига­ нием конденсата (если его сбор не организован или экономически

vk.Главаcom/club1526850508. Линейные объекты магистрального| vk.com/id446425943трубопроводного транспорта 305

нецелесообразен) или без сжигания конденсата (в конденсатопровод или нефтепровод, в земляной амбар с последующей откачкой из него конденсата, в специальные передвижные или стационарные емкости).

Рис. 8.5.2. Конденсатосборник типа «расширительная камера»: 1газопровод; 2-патрубок для выхода газа; 3 патрубок для стока конденсата; 4 емкость для сбора конденсата; 5 патрубок для удаления конденсата из емкости

Наиболее ответственный процесс — продувка конденсатосборников с одновременным сжиганием конденсата. В этом случае осущест­ вляют следующие операции. Вначале определяют направление вет­ ра. Если арматура конденсатосборника с подветренной по отношению к амбару стороны, то продувку не проводят до изменения направле­ ния ветра. При благоприятном направлении ветра первоначально соз­ дают источник воспламенения конденсата. Обычно на расстоянии 30 м от амбара зажигают факел. Для быстрого зажигания факел смачи­ вают дизельным топливом. Зажженный факел с расстояния 10—15 м с подветренной стороны бросают в амбар.

Иногда для подачи факела к месту сжигания конденсата применя­ ют тросик, движущийся по системе блоков. В некоторых случаях пред­ варительно зажигают сухой газ, подаваемый из газопровода в специ­ альное запальное устройство, установленное в амбаре.

vk306.com/club152685050Часть II Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и транспорта _

Если продувку конденсатосборников необходимо производить час­ то, то на запальном устройстве постоянно поддерживают пламя.

Выполнив операцию по подготовке к сжиганию конденсата, закры­ вают перепускной вентиль (задвижку) и на обвязке конденсатосборника постепенно открывают рабочий вентиль (задвижку). В случае, если конденсат в амбаре не загорается, то рабочий вентиль закрыва­ ют, устанавливают причину незагорания и повторяют розжиг факе­ ла. При нормальном горении конденсата продувку проводят до пол­ ного удаления жидкости из конденсатосборника. Об окончании про­ дувки можно судить по характерному цвету пламени сухого газа. Затем рабочий вентиль закрывают, а перепускной открывают.

Работы по продувке конденсатосборников со сжиганием конден­ сата должны выполнять не менее 2 человек.

При транспортировке газа по газопроводу (особенно нефтяного) могут образовываться гидраты. Для исключения гидратообразования используют м ет ан олън иц ы .

Для целенаправленной и эффективной борьбы с гидратами необ­ ходимо знать участки газопровода, на которых они могут образовы­ ваться гидраты. Гидрат (газовый гвдрат) — вещество с кристалличе­ ской решеткой типа льда, включающее молекулы газа и закупориваю­ щее выкидные трубопроводы и транспортные газопроводы.

Для предупреждения образования гидратов проводят осушку газа и применяют ингибиторы, а для разрушения гидратов используют ингибиторы в сочетании со снижением давления и подогрева газа. Ингибитором гидратообразования обычно служит метанол (метанольный спирт СН2ОН), реже — диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, хло­ ристый кальций.

Метанол подают с помощью метанольниц — сосудов высокого дав­ ления вместимостью 0,25—2 куб. м, которые могут быть стационарны­ ми или передвижными. Стационарные метанольницы применяют как для постоянной или периодической подачи небольших количеств ме­ танола в газопровод с целью предупреждения гидратов, так и для ава­ рийной заливки больших объемов метанола для разрушения гидратов.

Передвижные метанольницы используют для разрушения гидра­ тов. Эти метанольницы можно подключать к газопроводу в любой точ­ ке. Обычно на газопроводах в зонах возможного образования гидра­ тов монтируют специальные штуцера для быстрого подключения пе­ редвижных метанольниц. На рис. 8.5.3 показана схема заливки метанола в газопроводе помощью передвижной метанольницы.

Камеры пуска-приема средств очистки и диагностики (СОД). Н а магистральных нефтепроводах предусматривается устройство камер

vkГлава.com/club1526850508. Линейные объекты магистрального| vk.com/id446425943трубопроводного транспорта 307

приема и пуска скребков для очистки нефтепроводов в период эксплуа­ тации. Камеры могут также использоваться для пуска и приема разделителей при последовательной перекачке продуктов по трубо­ проводу и для пуска и приема средств диагностики.

Рис. 8.5.3. Схема заливки метанола в газопровод с помощью передвижной метанольницы: 1 передвижная метанольница; 2 газопровод; 3 штуцеры для заливки метанола в газопровод; 4 гибкие шланги высокогодавления; 5 —кран; 6 штуцерподманометр

Фасонныедетали ифланцевые соединения. Натрубопроводахв ка­ честве приварных соединительных частей применяют крутоизогнутые отводы, сварные тройники, штампованные тройники переходы иднища (полусферические заглушки). Для фланцевых соединений обычно используют приварные гладкие фланцы и приварные фланцы с вы­ ступом и впадиной.

Камеры для пуска-приема размещаются на нефтепроводе на рас­ стоянии одна от другой до 30 км и, как правило, совмещаются с неф ­ теперекачивающими станциями. Эти устройства (камеры) предусма­ триваются налупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км,

атакже на отводах протяженностью более 5 км.

Взависимости от расположения на нефтепроводе схемы камер пус­ ка-приема обеспечивают различные варианты технологических опера­ ций: пропуск, прием и пуск, только пуск, только прием. Схемы камер предусматривают возможность осуществления перекачки нефти по неф­ тепроводу без остановки НПС в процессе очистки нефтепровода.

Всостав устройства приема-пуска входит:

камера приема и запуска очистных устройств;

vk3.com/club15268505008 Часть II. Объекты |иvkсооружения.com/id446425943подготовки и транспорта _

трубопроводы, арматура и соединительные детали;

емкости для дренаж а из камер приема и пуска;

механизмы для извлечения, перем ещ ения и запассовки очист­ ных устройств;

сигнализаторы прохождения очистных устройств;

приборы контроля за давлением.

Трубопровод в пределах одного очищ аемого участка имеет посто­ янны й внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.

П рипроектированииузловравнопроходны хответвленийотосновного трубопровода, а такж е неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, пре­ дусматриваю тся проектны е реш ения, исклю чаю щ ие возмож ность попадания очищ ающего устройства в ответвление.

На участках переходов трубопровода через искусственные и есте­ ственные преграды, диаметр которых отличается от диаметра основ­ ного трубопровода,допускается проектировать самостоятельные узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств.

Арматура. В состав любого трубопровода входит арматура, пред­ ставляющ ая собой устройства, предназначенны е для управления по­ токами ж идкости или газа, транспортируемых по трубопроводам. За­ порная арматура линейной части трубопровода устанавливается на расстоянии 10—30 км. Кроме того, арматура устанавливается:

• на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопро­ водами в две нитки и более. При пересечении водных преград в одну нитку место установки арматуры принимается в зависи­ мости от рельефа местности, прим ыкаю щ ей к переходу и необ­ ходимости исклю чения попадания транспортируемого продук­ та в водоем;

на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м;

в начале каждого ответвления от основного трубопровода на рас­ стоянии не менее 15 м;

на одном или обоих концах участков нефтепроводов, проходя­ щих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промыш ленных предприятий — на расстоянии, устанавливае­ мом проектом в зависимости от рельефа местности.

Основным назначением арм атуры является перекры вание потока рабочей среды по трубопроводу и возобновление пуска потока в зави­ симости оттребованийтехнологического процесса, обслуживаемого

данным трубопроводом. К рометого, запорную арматуру применяю т:

vkгfiea.com/club1526850508. Линейныеобъектымагистралъноготрубопроводноготранспорта| vk.com/id446425943 309

для переключения потока или его части из одной ветви системы

вдругую;

для дросселирования потока среды, т. е. изменения его расхода, давления и скорости.

Основными требованиями, предъявляемыми к арматуре, являют­ ся: длительный срок службы; надежность и долговечность. По усло­ виям работы к арматуре предъявляются следующие требования: проч­ ность, герметичность и надежность работы, взрывобезопасность и коррозионная стойкость. Требуемая прочность арматуры диктуется рабочим давлением в трубопроводе. По значению условного давления арматура делится на три группы: низкого, когда условное давление менее 1 МПа; среднего, когда условное давление равно 1,6—6,4 МПа, и высокого, когда условное давление составляет 10—100 МПа.

Основой параметр арматуры — это диаметр условного прохода Dy (номинальный внутренний диаметр трубопровода, на котором уста­ новлена данная арматура). Различные типы арматуры при одном и том же условном проходе могут иметь разные проходные сечения. Не сле­ дует смешивать диаметр условного прохода с диаметром проходного сечения в арматуре. Диаметр проходного сечения в арматуре часто меньше Dy (арматура с сужением прохода) или больше Dy (арматура с кольцевым проходным сечением). В то же время условный проход арматуры не совпадает и с фактическим проходным диаметром тру­ бопровода.

К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили. На ли­ нейной части магистральных нефтепроводов устанавливаются за­ движки. В состав задвижек входят запорные устройства, в которых проход перекрывается поступательным перемещением затвора в на­ правлении, перпендикулярном движению потока транспортируемой среды. К недостаткам задвижек относятся:

невозможность применения для сред с кристаллизующимися включениями;

небольшой допустимый перепад давления на затворе;

невысокая скорость срабатывания затвора;

возможность возникновения гидравлического удара в конце хода;

большая высота;

трудность ремонта изношенных уплотнительных поверхностей затвора при эксплуатации.

Многочисленные конструкции задвижек можно классифицировать по конструкции затвора. По этому признаку различают клиновые и параллельные задвижки. Клиновые задвижки могут быть с цельным,

vk310.com/club152685050Часть П. Объекты| vkи .сооруженияcom/id446425943подготовки и транспорта лгш

упругим или составным клином. Параллельные задвижки бывают одно- и двухдисковые. Все задвижки на магистральных нефтепроводах обору­ дуются электроприводами во взрывозащищенном исполнении.

Для предотвращения движения транспортируемой по трубопрово­ ду среды в направлении, обратном заданному, применяются обратные клапаны. По конструкции обратные клапаны делятся на подъемные и поворотные. Обратные поворотные клапаны Dy 700—1000 мм снаб­ жаются гидротормозами для исключения больших ударных нагрузок при быстром закрытии клапана.

8.6. СВЯЗЬ НА ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ И ЕЕ НАЗНАЧЕНИЕ

Для четкой, безаварийной работы трубопроводного транспорта необходимо иметь высококачественную, надежную технологическую связь, которая должна обеспечивать:

нормальный ход технологического процесса транспортировки нефти и газа;

применение на трубопроводах средств телемеханики, дающих возможность диспетчеру трубопровода управлять дистанцион­ но линейными задвижками и кранами, агрегатами нефтепере­

качивающих и компрессорных станций, а также получать теле­ метрическую информацию о давлении нефти или газа в трубо­ проводе, их температуре и о величинах других параметров;

• сокращение простоев магистральных трубопроводов и потерь нефти, нефтепродуктов и газа во время транспортировки в ре­ зультате своевременной передачи диспетчеру необходимых све­ дений;

• возможность последовательной перекачки различных нефтепро­ дуктов по одному трубопроводу, что повышает производитель­ ность трубопровода и, следовательно, снижает себестоимость транспортирования продуктов.

Технологическая связь магистральных нефте- и газопроводов, в основ­ ном, строится на одних и тех же принципах, но имеет некоторые раз­ личия, связанные со спецификой нефти и газа.

Технологическая связь магистральных нефтепроводов подразделя­ ется на связь линейных обходчиков, связь районного диспетчера, связь центрального диспетчера, оперативно-производственную и местную внутриплощадочную связь.

Связь линейных ремонтеров позволяет ремонтеру с любого пункта трассы трубопровода переговорить с оператором перекачивающей

vkГлава.com/club1526850508. Линейные объекты магистрального| vk.com/id446425943трубопроводного транспорта 311

станции и с диспетчером районного управления, а также дает возмож­ ность диспетчеру районного управления и оператору перекачиваю­ щей станции вызывать любого ремонтера со своего районного участка. В телефонную сеть ремонтеров включены аппараты участковых монтеров связи, а также линейных строительных подразделений и ремонтных бригад. Связь линейных ремонтеров при сооружении по­ стоянных воздушных линий организуется по стальным линиям диамет­ ром 4 мм с применением аппаратуры избирательной связи.

Связь районного диспетчера служит для переговоров районного диспетчера со всеми операторами перекачивающих станций рай­ она, наливными и аварийно-ремонтными пунктами, железнодорож­ ными станциями, нефтебазами, диспетчерами соседних районных управлений, ремонтными бригадами и линейными ремонтерами. Этот вид связи организуется по низкочастотным и высокочастотным каналам связи с использованием аппаратуры с избирательным вы­ зовом.

Связь диспетчера трубопроводного управления служит для веде­ ния диспетчером трубопроводного управления переговоров с диспет­ черами районных управлений, а также с операторами основных пе­ рекачивающих станций и наливными пунктами. Она организуется по каналам дальней связи также с использованием аппаратуры с изби­ рательным вызовом.

Оперативно-производственная связь (или административно-хозяй­ ственная) служит для оперативного решения вопросов, связанных с работой всего комплекса сооружений нефтепровода: вопросов ма­ териально-технического обеспечения, капитального текущего ремон­ та, энергоснабжения, техники безопасности, охраны сооружений, ра­ боты аварийных бригад и т. д.

Оперативно-производственная связь организуется в пределах глав­ ного управления, нефтепроводного и районного управления. Для ор­ ганизации оперативно-производственной связи используются цвет­ ные (биметаллические и медные) цепи воздушных и кабельных ли­ ний или каналы радиорелейных линий.

Кроме того, применяется аппаратура высокочастотной связи (ВЧ), дающей возможность обеспечить следующие каналы оперативно-про­ изводственной связи и телемеханики:

районного управления с каждой перекачивающей станцией;

между соседними перекачивающими станциями;

между нефтепроводными и районными управлениями;

нефтепроводного управления с соседними управлениями;

нефтепроводного управления с главными управлениями.

vk312.com/club152685050ЧастьII. Объекты| vkи.сооруженияcom/id446425943подготовки итранспорта

Таким образом, при проектировании средств связи на магистральных нефтепроводах протяженностью до 1000 км необходимо предусматривать как минимум одну, а при двух и более параллельно идущих нефтепрово­ дах с несовпадающими промежуточными перекачивающими станциями — две двенадцатиканальные системы ВЧ телефонирования.

На магистральных нефтепроводах протяженностью свыше 1000 км следует предусматривать две или более двенадцатиканальные систе­ мы ВЧ телефонирования в зависимости от наличия промежуточных перекачивающих станций.

РЕЗЮМЕ

Трубопроводы для добычи и транспортировки газа, нефти и нефте­ продуктов подразделяются на четыре группы: промысловые трубопро­ воды; технологические трубопроводы; магистральные трубопроводы; распределительные трубопроводы.

Основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть, представляющая непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную по трассе подземно, наземно или надземно.

Помимо собственно трубопровода (труб, сваренных в нитки), в со­ став магистрального трубопровода входит оборудование, фасонные детали, фланцевые соединения, камеры приема-пуска средств очи­ стки и диагностики, разнообразная арматура, в первую очередь за­ порная.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.На какие группы подразделяются трубопроводы?

2.В чем состоят основные различия магистральных трубопрово­ дов нефти и газа?

3.Перечислите основные способы прокладки трубопроводов.

4.Назовите и охарактеризуйте основные объекты и сооружения магистральных нефтепроводов.

5.Назовите и охарактеризуйте основные объекты и сооружения магистральных газопроводов.

6.Почему в многолетнемерзлых грунтах применяются надземные методы прокладки трубопроводов?

7.Для чего на газопроводах устанавливают конденсатосборники?

8.Для чего используются метанольницы?

9.Что входит в состав арматуры трубопроводов?

vkГлава.com/club152685050дЛинейные объектымагистр| vkал.ъногоcom/id446425943трубопроводного транспорт а 313

"10. Охарактеризуйте назначение и значение связи на трубопровод-

номтранспорте.

ЛИТЕРАТУРА

1 Основы нефтегазового дела: Учебник /А А Коршак,А.М. Шаммазов. — 2-еизд., доп. ииспр. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

2.Трубопроводный транспорт нефти /П о д общ. ред. СМ . Вайнштока. - Т . 1 .-2002 .

3.Трубопроводныйтранспортнефти/СМ . Вайншток, В.В. Новосе­ лов, АД. Прохоров и др. — Т. 2. — М., 2004.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВАМ ОБЪЕКТЫ И СООРУЖЕНИЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

9.1.Основное технологическое оборудование и сооружения системы сбора и подготовки газа

9.1.1.Сбор продукции газовых скважин

9.1.2.Подготовка газа

9.2.Основные здания, сооружения и оборудование УКПГ для северных районов

9.2.1Стройгенплан УКПГ

9.2.2.Конструктивные решения зданий УКПГ

9.2.3.Основные системы УКПГ: теплоснабжение, вентиляция, водоснабжение, пожаротушение, канализация, электроснабжение, автоматика, связь

9.2.5.Дожимные компрессорные станции на газовых месторождениях

9.3.Основные здания, сооружения и оборудование УКПГ для средней полосы и юга

9.3.1.Стройгенплан УКПГ

9.3.2.Конструктивные решения зданий и сооружений

9.3.3.Основные системы УКПГ: теплоснабжение, вентиляция, водоснабжение, пожаротушение, канализация, электроснабжение, автоматика, связь Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

9.1.ОСНОВНОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СООРУЖЕНИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА

9.1.1. Сбор продукции газовых скважин

Сбор продукции газовых скважин может осуществляться по раз­ личным схемам, приведенным в главе 2, п. 2.3 (рис. 2.3.20 и 2.3.21).

Яри и н ди ви дуальн ой си ст ем е сб о р а га за возникает необходимость сооружения у каждой скважины объектов, предназначенных для за­ мера и очистки газа. Эти схемы предопределяют необходимость ис­ пользования большого количества оборудования, рассредоточенно­ го по площади месторождения, что связано со значительными затра­ тами ресурсов и труда при строительстве и эксплуатации объектов.

П р и гр уп п о во й и ц ен т рали зован н ой сх ем а х сбора га за в зависимо­ сти от размеров месторождения и других конкретных условий дости­ гается целесообразная концентрация технологического оборудования и сооружений. Часто центральный сборный пункт совмещают с го­

vkГлава.com/club1526850509. Объекты и сооружения сбора| vk.иcom/id446425943подготовки газа к транспорту 315

ловными сооружениями магистрального газопровода. Если весь ком­ плекс сооружений по подготовке газа данной группы скважин разме­ щается на каждом групповом сборном пункте, то такую систему на­ зывают децентрализованной. На предприятиях нефтяной промыш­ ленности, в ведении которых находятся, в основном, небольшие газовые месторождения и залежи, обычно применяют централизованную групповую систему сбора природного газа.

9.1.2. Подготовка газа

Подготовка газа — это технологические процессы, осуществляе­ мые с целью приведения качества газа в соответствие требованиям, при соблюдении которых обеспечивается его бесперебойная транс­ портировка по газопроводу, а также безопасное использование по­ требителями.

Подготовка газа включает в себя процессы извлечения из газа кон­ денсата (газовый конденсат — соединение тяжелых углеводородов), осушки, очистки от механических примесей, очистки от кислых ком­ понентов — от сероводорода и углекислоты. Очистка газа от кислых компонентов производится с целью предотвращения их корродирую­ щего воздействия на трубопроводы и оборудование и приведения их содержания в газе в соответствие требованиям санитарных норм.

Необходимость проведения того или иного вида подготовки газа определяется в зависимости от конкретных условий. Кроме того, сис­ тема подготовки газа зависит от размера и конфигурации месторож­ дения, числа залежей, пластовых и устьевых давлений и температу­ ры, запасов газа, дебитов скважин (дебит скваж ины — объем продук­ ции, который можно получить через данную скважину), содержания конденсата в газе, климатических условий, в которых находится ме­ сторождение.

Для очистки природного газа от механических примесей прим е­ няются:

масляные пылеуловители, работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли;

циклонные пылеуловители, работающие по принципу «сухого» отделения пыли.

Принципиальные схемы их функционирования приведены в гла­ ве 2, п. 2.3 (рис. 2.3.22 и.2.3.23).

Осушка газа производится для удаления из газа капельной влаги и Уменьшения содержания в нем водяных паров с целью предотвраще­ ния образования гидратов и ледяных пробок при транспортировании. 1 идраты уменьшают пропускную способность аппаратов и газопро­

vk316.com/club152685050Часть П. Объекты| vkи сооружения.com/id446425943подготовки и транспорта ...

водов, а в некоторых случаях приводят к их полной закупорке и пре­ кращению подачи газа. Для осушки газа и извлечения из него кон­ денсата может применяться:

низкотемпературная сепарация {сепарация — это разделение продукции скважин на газовый, газоконденсатный и нефтяной потоки. С епарат ор — аппарат, в котором происходит разделе­ ние продукции скважин) продукции скважин;

абсорбционная осушка газа;

адсорбционная осушка газа.

Для осушки газа и извлечения из него конденсата наиболее широ­ ко используют низкот ем перат урны е процессы. Один из способов охлаждения газа основан на использовании так называемого дроссельэффекта, или эффекта Джоуля-Томсона, заключающегося в способ­ ности газа отдавать свое тепло во внешнюю среду при снижении дав­ ления.

Эф ф ект Д ж оуля ом сон а объясняется следующим. Температура газа, заключенного в определенном объеме, зависит от давления. Если объем, занимаемый газом, увеличивается, то происходит уменьшение давления газа. При этом температура газа также изменяется. Изме­ нение температуры газа в процессе его расширения называется эф ­ фектом Джоуля-Томсона (по имени ученых, впервые исследовавших этот процесс).

Д росселирование — изменение давления при помощи сужающего или расширяющего устройства.

Этот способ применяется на первой стадии разработки месторож­ дения, когда пластовое давление (т. е. заключенная в газе энергия) достаточно для необходимого охлаждения газа за счет его дроссели­ рования.

На следующих стадиях разработки месторождения, когда пласто­ вое давление снижается настолько, что энергии, заключенной в газе, становится недостаточно для его охлаждения за счет дроссель-эффек­ та, применяют искусственное охлаждение газа с использованием спе­ циальных холодильных машин.

Как правило, метод низкотемпературной сепарации применяется на газоконденсатных месторождениях при содержаний конденсата в газе до 100 г/м3.

Величина изменения температуры газа при снижении его давления на 0,1 МПа называется коэффициентом Джоуля-Томсона. Для идеаль­ но сухого газа этот коэффициент примерно равен 0,3 °С. Однако в ре­ альных условиях газ всегда содержит влагу и тяжелые углеводороды, которые при снижении температуры переходят в жидкое состояние,

vkГлава.com/club1526850509. Объекты и сооружения|сбораvk.com/id446425943и подготовки газа к транспорту 317

передавая при этом газу часть своего тепла. Поэтомудля реальных газов коэффициент Джоуля-Томсона составляет 0,15—0,25 "С.

Проявление эффекта Джоуля-Томсона можно нередко наблюдать на газопроводах и оборудовании, которые при движении по ним газа покрываются белым налетом в виде инея или снега. Этот налет обра­ зуется из влаги окружающего воздуха, конденсирующейся на метал­ лических поверхностях, охлажденных газом в результате снижения его давления на штуцерах, задвижках, при расширении в аппаратах, изменении диаметров газопроводов и др. Поэтому эффект ДжоуляТомсона используется на практике с целью охлаждения газа за счет его резкого расширения.

Схема подготовки газа методом низкотемпературной сепарации на газовых и газоконденсатных месторождениях показана на рис. 9.1.1, на нефтяных месторождениях — на рис. 9.1.2.

Газ высокого давления при входе на установку НТС (низкотемпера­ турная сепарация) поступает сначала в сепаратор (1), где отделяется основная массажидкости. Затем газ поступает в теплообменник (2); здесь он охлаждается встречным потоком холодного газа из низкотемпера­ турного сепаратора (7). После теплообменника газ проходит через регулируемый штуцер (6), где происходит резкое снижение его давления; в результате температура газа снижается на величину, определяемую коэффициентом Джоуля-Томсона для данного газа и снижением давления, что приводит к конденсации водяных паров и тяжелых углеводородов.

Образовавшаяся жидкость отделяется от газа в низкотемператур­ ном сепараторе (7) и стекает в конденсатосборник (11). Из сепарато­ ра (7) часть газа поступает в газопровод, а другая часть — в теплооб­ менник для охлаждения потока, поступающего на установку, а затем также отводится в газопровод.

Жидкость из сепаратора (1) и конденсатосборника (11) направля­ ется в систему подготовки нефти (если по близости есть нефтяное ме­ сторождение) или на газоперерабатывающий завод.

Для предотвращения образования гидратов на установке в поток газа вводят диэтиленгликоль (ДЭГ) или другой абсорбент, а регули­ руемый штуцер и конденсатосборник обогревают паровыми подо­ гревателями.

Если давление газа с течением времени снижается и становится недостаточным для необходимого охлаждения его только за счет дрос­ сель-эффекта, установку НТС дооборудуют холодильной машиной (10), вырабатывающей искусственный холод для дополнительного охлаждения газа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

конденсаторный коллектор

конденсат

Рис. 9.1.1. Принципиальная технологическая схема подготовки газа на

газоконденсат ных мест орож дениях мет одом низкот емперат урной сепарации: 1,3 — сепарат оры; 2 — теплообменник 1-й ступени; 4 —

форсунка; 5 — теплообменник 2-й ступени; 6

— штуцер;

7 —

низкот емпературный

сепарат ор; 8, 9, 11 — сборники от сепари-

рованной ж идкост и;

10 — холодильная маш ина;

1 2 1 4 , 20 — р а з ­

делители; 13 — уст ановка регенерации Д Э Г; 15

— подогреват ель

уст ановки регенерации Д Э Г ; 16 — атмосферная емкость; 17,

19 —

насосы; 1 8 — емкость

 

 

 

Р и с . 9 J . 2 . П р и н ц и п и а л ь н а я т е х н о л о ги ч е с к а я сх е м а у с т а н о в к и н и зк о т ем п ер а т ур н о й сеп а р а ц и и га за н а н еф т ян ы х п ром ы сл ах

vkГлава.com/club1526850509. Объекты и сооружения|сбораvk.com/id446425943и подготовки газа к транспорту 319

Абсорбционная осуш ка газа основана на способности жидких абсор­ бентов поглощать определенные компоненты в газе. В процессах подготовки газа абсорбция используется для извлечения парообраз­ ной влаги, высококипящих углеводородных компонентов газа, очист­ ки газа от кислых компонентов.

В качестве абсорбентов могут использоваться высококонцентри­ рованные растворыгликолей: этиленгликоль, диэтиленгликоль (ЦЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ). Наибольшее распространение на газовых промыслах получил диэтиленгликоль. ДЭГ и ТЭГ имеют большую влагоемкость, нетоксичны, достаточно стабильны, не обладают корроди­ рующими свойствами, незначительно растворяют обрабатываемый газ и сами слабо растворяются в нем, легко поддаются регенерации (т. е. из них можно простыми способами удалять поглощенную влагу, при этом они восстанавливают свои первоначальные свойства).

Схема подготовки газа абсорбционным методом приведена в гла­ ве 2, п. 2.3 (рис. 2.3.24).

Адсорбционная осушка газа основана на поглощении паров влаги из природного газа твердыми поглотителями — адсорбентами.

Сущность адсорбции заключается в том, что на большой удельной поверхности адсорбента удерживаются молекулы воды. Чем больше удельная поверхность (т. е. чем выше пористость) адсорбента, тем больше влаги он может поглотить. При повышении температуры уве­ личивается энергия адсорбированных молекул и они могут освобо­ ждаться из адсорбента. На этом основан принцип регенерации ад­ сорбентов, в качестве которых используются: силикагели, окись алю­ миния, синтетические цеолиты. Наибольш ее распространение имеют силикагели — это гели кремниевой кислоты, которые подвер­ гаются сушке и прокалке. Этот метод осушки газа большое распро­ странение имеет на нефтяных промыслах при подготовке попутного нефтяного газа.

Принципиальная технологическая схема осушки газа адсорбцион­ ным методом приведена в главе 2, п. 2.3 (рис. 2.3.25).

Очистка газа от кислых компонентов — это очистка его от серо­ водорода и двуокиси углерода. Для этого используются процессы жидкостной очистки и при помощи твердых поглотителей. Широко применяется метод очистки с использованием этаноламинов: моно- и Диэтаноламинов. Газы, содержащие кислые компоненты, как пра­ вило, направляются на газоперерабатывающие заводы. Это, в основ­ ном, относится к попутному нефтяному газу. Описание методов очист­ ки газа от кислых компонентов и принципиальные схемы оборудова­ ния приведены в главе 2, п. 2.3 (рис. 2.3.26 и 2.3.27).

vk3.2com/club1526850500 ЧастъН.Объектыисооруженияподготовкиитранспорта| vk.com/id446425943

Промысловая подготовка газа осуществляется на установках пред­ варительной подготовки газа (УППГ) и установках комплексной подго­ товки газа (УКПГ) в зависимости от системы сбора и подготовки газа (централизованной, децентрализованной). Рассмотрим основные принципиальные архитектурно-планировочные и конструктивные решения, технологическое оборудование и вспомогательные систе­ мы установок, обеспечивающих осуществление указанных процес­ сов по комплексной подготовке газа к транспорту.

Установки комплексной подготовки газа в зависимости от района строительства делят на два варианта: для северных районов; для сред­ ней полосы и юга. Компоновка сооружений и конструктивные реше­ ния в большой степени зависят от конкретных условий месторожде­ ния.

С целью перехода от индивидуального проектирования к типовому, от индивидуальных разработок и изготовления оборудования к серийно­ му производству, ДО АО ВНИПИГАЗДОБЫЧА (институт ВНИПИгаздобыча) разработал «Состав блочно-комплектного автоматизированного промысла» и «Унифицированные схемы генеральных планов УППГ, УКПГ, ГС различных климатических зон», предусматривающие применение типовых модулей обработки газа.

Под типовыми модулями обработки газа понимается технологиче­ ская автоматизированная линия сбора и обработки газа и конденсата с законченным технологическим процессом. Модули набираются из типового оборудования: технологических блоков, аппаратов, блокбоксов и межблочных коммуникаций.

В зависимости от технологических параметров газа модули подразде­ ляются нарядтипоразмеров. При компоновке основного технологическо­ го оборудования и блочно-комплектных устройств в основу положены блоки и модули обработки газа производительностью 5 млн м3/сутки и стабилизации конденсата 50 м3/ч. Применение других типоразмеров повлияет только на габариты площадок, где размещается данное оборудование.

9.2. ОСНОВНЫЕ ЗДАНИЯ, СООРУЖЕНИЯ И ^ ОБОРУДОВАНИЕ УКПГ ДЛЯ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ

9.2.1. Стройгенплан УКПГ для северных районов

Общий вид установки комплексной подготовки газа (Заполярное газонефтеконденсатное месторождение) представлен на рис. 9.2.1.

Далее рассматривается схема генплана УКПГ для северных рай­ онов с абсорбционной осушкой и огневой регенерацией диэтилен-

vkГ/гава.com/club1526850509. Объекты и сооружения сбора| vk.иcom/id446425943подготовки газа к транспорту 321

тшколя, с размещением технологического и подсобно-вспомогатель­ ного оборудования, в основном, в отапливаемых зданиях и, частично, на открытой площадке (рис. 9.2.2).

Рис. 9.2.1. Общий вид У К П Гв северном исполнении

Втабл. 9.2.1. приведены примерные показатели по генплануУКПГ. Эти данные зависят от конкретных условий строительства объекта, го выходных технологических параметров. Поэтому приведенные анные являются примерными.

Технологическое оборудование размещено в трех зданиях, одно [з которых вынесено за пределы площадки УКПГ. Каждое здание [меет два крыла с технологическим оборудованием, соединенных спомогательным помещением, что обеспечивает возможность почередного строительства и компоновки УКПГ любой производительости.

Основные вспомогательные службы расположены в здании подсоб­ о-вспомогательного блока.

В первом, по ходу газа, здании (здание переключающей арматуры) азмещаются блоки подключения куста скважин, панели распредеения ингибитора гидратообразования и блок отключающей армату- ы байпаса-манифольда.

vk322.com/club152685050ЧастьII. Объекты| vkи.сооруженияcom/id446425943подготовки итранспорта

газ со скважин

Рис. 9.2.2. Унифицированная схема генплана У К П Г с абсорбционной осушкой для северных районов страны: А зона основного

производства: 1 ,2 — свечи; 3 — здание переключающей армат уры; 4 — площадка ст ояков и сливных фильтров; 5 здание осушки; 6

площадка аппарат ов воздуш ного охлаж дения; 7— склад конденсата и метанола; 8 — блок-бокс насосной перекачки конденсата; 9 —площадка для уст ановки регенерации метанола; 1 0 блок дренаж ной емкости дляДЭГ; 11 блокрасходной емкости; 12, 2 4 приемныерезервуары промст оков; 13, 23 переходные галереи; 14, 21 канализационная насосная станция бытовых ст оков; 2 0 здание регенерации Д Э Г; 25, 2 7 канализационная насосная станция промышленных ст оков; Б

зона вспомогательного производст ва; 1 5 —уст ановка фторирования воды; 16—уст ановка обезж елезивания воды с насосной станцией второго подъема; 17, 1 8 —резервуар для воды; 1 9 вы ш ка-т ренаж ер; 2 2 башнярадиорелейнойлинии;26открыт аястоянкамаш ин; 2 8 отдельно стоящее заглубленное здание; 2 9 — пожарное депо; 3 0 блок вспомогательных помещений; 31 котельная; 3 2 информационный

знак; 3 3 — ограж дение из сетки по ж елезобетонным столбам

vkГлава.com/club1526850509. Объекты и сооруж ения сбора| vk.com/id446425943и подготовки газа к транспорт у 323 -— анифольд (англ, manifold, от many — много и fold — складка,

сгиб) — система устройств и аппаратуры для запуска и непрерывной безотказной работы нефтяных и газовых скважин. Манифольд состоит изтруб, патрубков, задвижек, вентилей, тройников, крестовин, стояков, буферов, краников, компенсаторов, отводов и т. п. При фонтанной и компрессорной добыче нефти манифольд присоединяется к арматуре скважины (фонтанная елка) в основном фланцевыми соединениями и заканчивается линией труб, подающих продукцию в замерные устройства.

Б ай п ас — обводной трубопровод.

 

 

 

Таблица 9.2.1

№ п/п

Показатели

|Ед1« , измер.

Количество

1

Площадь земельного участка

м2

5 1 0 0 0

2

Площадь застройки

м2

1 7 9 2 5

3

Плотность застройки

%

38

 

Протяженность инженерных и

м

 

 

технологических ком муникаций:

 

 

 

теплотрассы

 

970

4

водовода

 

1000

 

 

 

 

канализации

 

850

 

 

 

1590 0

5

Протяженность пешеходных дорожек

м

14)

6

Протяженность дорог с твердым

м

820

покрытием

 

 

7

Площадь открытых технологических

м2

2180

установок

 

 

 

Это оборудование обеспечивает сбор газа и подачу его на установ­ ку абсорбционной осушки газа, располагаемую во втором здании, а также возможность подачи необработанного газа совместно с инги­ битором гидратообразования минуя УКПГ в выходной коллектор,

вслучае аварии на УКПГ и выхода из строя установки осушки газа. Ингибитор гидратообразования (наиболее распространен метанол)

вданном случае вводится в поток газа из передвижной метанольной установки.

Во втором, по ходу газа, здании (здание осушки газа) размещается модуль абсорбционной осушки (блок абсорбера и арматурный блок абсорбера), модуль замера дебита скважин (блок замера дебита, блок сепаратора первичного), блок разделителей «вода-конденсат», трапы

vk324.com/club152685050Часть II. Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и транспорта

для разгазирования воды и конденсата. Это оборудование обеспечива­ ет осушку газа до «точки росы» — 25°С.

В третьем здании размещаются модуль огневой регенерации ДЭГ высокой концентрации (блокрегенерацииДЭГвысокой концентрации, воздушный конденсатор-холодильник, блок насоса подачи ДЭГ, блок водокольцевого компрессора) и блоки топливного газа. Это оборудова­ ние обеспечивает регенерацию и подачуДЭГ в абсорберы на орошение, а также приготовление топливного газа для нужд УКПГ.

Примерный состав основного технологического оборудования УКПГ приведен в табл. 9.2.2.

Таблица 9.2.2

Основное технологическое оборудование УКПГ

 

 

 

Количество оборудования, шт. на УКПГ

№ п/п

Наименование оборудования

 

производительностью, млн м3/сугки

 

 

 

 

 

 

 

 

20

30

40

50

1

Блок по д кл ю че н и я куста с кв а ж и н

4 - 6

6 - 1 0

8 - 1 2

1 0 -1 5

2

М одуль зам ера д ебита с кв а ж и н

*

1— 2

2 - 4

3 - 5

4 - 7

3

Модуль абсорбционной осуш ки

газа для

6

8

10

10

пом ещ ений, 0 = 5 млн м3/сутки

**

 

 

 

 

 

4

То ж е Q = 10 млн м 3/с у т к и

 

3

4

5

6

5

М одуль р егенерации ДЭ1 для по м е щ ен и й

3

4

5

6

 

 

6

Блок топливн ого газа

 

1

2

2

2

7

Б лок-ем кость дренажная

 

1

2

2

2

8

Б л о к -е м ко с ть расходная для Д Э Г

1

2

2

2

9

Трап для р а зга зи р о в а н и я кон денсата

1

2

2

2

10

1Панельдпя распределения и н ги б и то р а

1

2

2

2

коррозии

 

 

 

 

 

 

 

11

Трап для р а зга зи р о в а н и я воды

 

1

2

2

2

12

Б л о к разделителя вод а -кон д ен сат

1

2

2

2

13

Б л о к о ткл ю чаю щ ей арм атуры бай паса -

1

1

1

1

1манифольда

 

 

 

 

 

 

 

* Молуль включает в себя блок замерадебита скважин, блок первичного сепа­ ратора с разделительной емкостью.

*" В модуль входят блок абсорбера, арматурный блок абсорбера.

Модуль включает в себя блок регенерации ДЭГ высокой концентрации, блок насоса подачиДЭГ, блок водокольцевого компрессора, воздушный кон­ денсатор-холодильник.

Принцип построения генпланов УКПГ является общепринятым: выделение двух функциональных зон — основного и подсобно-вспо-

vkГлава.com/club1526850509. Объекты и сооружения |сбораvk.com/id446425943и подготовки газа к транспорту 325

йютательного назначения. В зоне основного производства, как прави­

ло, размещаются:

. здание переключающей арматуры;

основной технологический корпус осушки;

здание регенерации ДЭГ;

открытая площадка аппаратов воздушного охлаждения. Для уста­ новки аппаратов воздушного охлаждения предусматривается отдельная площадка;

для строительства дожимной компрессорной станции на УКПГ предусматривается также отдельная площадка.

Трубопроводы, соединяющие технологическое оборудование, рас­ полагаются на эстакадах-галереях.

Расходные и дренажные емкости для ДЭГ размещаются подземно, рядом с ними располагаются стояки и сливные фильтры.

В отдельную подзону выделена площадка, на которой размещают­ ся склад метанола и конденсата и установки регенерации метанола и конденсата. Емкости для метанола и конденсата устанавливают наземно и обносят земляной насыпью.

Взоне подсобно-вспомогательного назначения размещаются:

блок подсобно-вспомогательного назначения, включающий ад­ министративно-бытовые здания и сооружения;

ремонтные мастерские;

трансформаторная подстанция;

гараж с теплой стоянкой для техники;

котельная и пожарное депо.

Основные производственные корпуса соединены крытыми теплы­ ми переходами, расположенными на уровне второго этажа, с блоком подсобно-вспомогательного назначения.

Для северных районов предпочтительной является замкнутая (по­ лузамкнутая) система планировки, или размещение производствен­ ных корпусов по направлению основных ветров для свободного снегопереноса через площадку.

До начала строительства вся площадка УКПГ для северных районов подсыпается песчаным грунтом высотой от 1 м до 1,5 м. Подсыпка вы­ полняется в конце зимы или начале весны с тем, чтобы защитить веч­ номерзлые грунты от растепления как на период строительства, так и на весь период эксплуатации.

9.2.2. Конструктивные решения зданий УКПГ

Конструктивные решения принимаются в соответствии с норматив­ ными документами (ГОСТ, СНиП и т. д.), действующими на момент

vk.com/club152685050326 Часть II. Объекты| vkи .сооруженияcom/id446425943подготовки и транспорта

строительства. В качестве примера приведены следующие конструк­ тивные элементы для зданий УКПГ:

фундаменты — металлический ростверк из прокатных профи лей по свайному основанию;

сваи металлические из труб диаметром 168, 219, 325 мм;

каркас металлический из прокатных широкополочных двутав­ ров;

стены — алюминиевые панели облегченного типа с твердым утеп­ лителем;

покрытие — панели из оцинкованного гофрированного листа;

перегородки в бытовых помещениях категории — из асбестоце­ ментных листов либо листов сухой штукатурки по деревянному каркасу с заполнением негорючим утеплителем; в технологиче­ ских помещениях — панельные гипсобетонные либо из алюми­ ниевых листов по металлическому каркасу с заполнением несго­ раемыми материалами;

полы — по утепленной металлической балочной клетке из кера­ мической плитки безыскровые, из рулонных несгораемых ма­ териалов, паркета — в зависимости от назначения помещений;

утеплитель — керамзит с объемным весом 800 кг/м 3, жесткие минераловатные плиты с объемным весом 400 кг/мЗ.

9.2.3. Основные системы УКПГ: теплоснабжение, вентиляция, водоснабжение, пожаротушение, канализация, электроснабжение, автоматика, связь

Теплоснабжение. Теплоснабжение УКПГ обеспечивается котель­ ной установкой. В качестве теплоносителя используется перегретая вода с температурой порядка 150—170 °С. Для пропарки технологи­ ческих аппаратов предусмотрен пар давлением 0,3—0,5 МПа. Для го­ рячего водоснабжения используются газовые водонагреватели.

Температура воздуха внутри помещений принимается:

в административных зданиях — 18 °С;

в производственных зданиях с постоянным пребыванием персо­ нала — 16 °С;

в производственных зданиях с временным пребыванием персо­ нала — 10 °С;

при периодическом кратковременном обслуживании помеще­ ний температура воздуха дежурного отопления — 5 "С.

Прокладка тепловых сетей в основном бывает надземной на об­ щей эстакаде с другими коммуникациями. При наличии благопри­ ятных грунтовых условий — песчаного грунта без льдистых включе-

vkГлава.com/club1526850509. Объекты и сооружения сбора| vk.иcom/id446425943подготовки газа к транспорту 327

ТЕши пучинистости — прокладка тепловых сетей может быть и под­

земной.

Газ на собственные нужды подается по газопроводу от блока топ­ ливного газа под давлением 0,3—0,4 МПа в котельную и здания с газо­ выми водонагревателями.

Трубопроводы надземной прокладки покрываются тепловой изо­ ляцией из минераловатных изделий с последующим покрытием лис­ товой оцинкованной сталью. Трубопроводы, прокладываемые в грун­ те, покрываются тепловой изоляцией из битумоперлита толщиной 40 мм и гидроизоляцией битумной мастикой с последующим покры­ тием двумя слоями бризолаи крафтбумагой. Перед нанесением битум­ ной мастики теплопроводы покрываются грунтовкой.

Вентиляция. Здания и блок-боксы УКПГ обеспечиваются приточно­ вытяжной вентиляцией, рассчитанной на удаление вредных компонен­ тов из применяемых технологических продуктов с доведением концентрации токсичных веществ до предельно допустимых значе­ ний.

Водоснабжение. Водоснабжение УКПГ осуществляется от сква­ жинного водозабора. На УКПГ предусмотрены блок-боксы фториро­ вания и обезжелезивания воды с насосной станцией второго подъе­ ма и резервуары для хозяйственно-производственного и противопо­ жарного запаса воды. Резервуары изолированы минераловатными матами и оборудованы огневыми подогревателями. Площадка водо­ насосной станции и резервуаров отделена зоной санитарной охраны в радиусе от 10 до 30 м.

Канализация. Система канализации на УКПГ подразделяется на хозяйственно-бытовую и производственную и имеет блочные насос­ ные станции бытовых и производственных стоков.

Очистка производственных стоков осуществляется в нефтеловуш­ ках и флотационной установке, бытовых — на блочно-комплектных очистных сооружениях методом «полного окисления».

Электроснабжение. В бытовых помещениях технологического корпуса УКПГ размещаются трансформаторные подстанции и пус­ корегулирующая аппаратура. Силовые кабели прокладываются на эс­ такадах и в траншеях из насыпного грунта.

Наружное освещение осуществляется светильниками с лампами на опорах наружного освещения и прожекторами, устанавливаемы­ ми на прожекторных мачтах.

Молниезащита зданий и сооружений с взрывоопасными произволтурэдш осуществляется путем присоединения к заземляющему кон- с использованием металлического каркаса зданий и перекры­

vk.com/club152685050328 Часть II. Объекты| vk.цcom/id446425943сооружения подготовки ц транспорта

тий в качестве молниеприемной сетки, и отдельно стоящими молние­ отводами.

Автоматика. Система автоматического управления процессами УКПГ предусматривает наличие операторной, размещаемой, как пра­ вило, в центре здания регенерации ДЭГ. Расстояние от наиболее удален­ ной точки измерения (контроля) до операторной не превышает 300 м. Система автоматического управления обеспечивает:

• измерение и регистрацию основных технологических парамет­ ров технологических модулей, а также их автоматическое регу­ лирование;

• сигнализацию об отклонениях технологических параметров от заданных пределов и автоматическую защиту оборудования от превышения или понижения этих параметров;

дистанционное управление исполнительными механизмами;

связь с системой автоматики верхнего уровня.

Связь. На УКПГ предусматривается организация следующих ви­ дов технологической связи:

диспетчерской;

оперативно-производственной автоматической телефонной;

телеграфной;

каналов телемеханики и передачи данных;

радиотелефонной связи аварийно-ремонтной службы;

радиотелефонной связи пожарной и газоспасательной спец­ служб;

производственных совещаний;

местной телефонной автоматической, производственного веща­ ния и электрочасофикации.

Оборудование и аппаратура связи размещаются в узле связи, имеющем следующий набор помещений:

линейно-аппаратный цех (ЛАЦ);

автоматный зал АТС;

выпрямительную;

вводную шахту;

радиоузел;

• аккумуляторную;

*

кислотную;

кладовую;

измерительную;

регулировочную;

комнату линейного персонала;

кабинет начальника узла связи;

vkГлава.com/club1526850509. Объекты и сооружения|сбораvk.com/id446425943и подготовки газа к транспорту 329

приточную и вытяжную вентиляционные камеры для аккумуля­ торной;

приточную вентиляционную камеру для узла связи.

Узел связи размещается в здании блока вспомогательных помеще­

ний УКПГ.

9.2.4. Дожимные компрессорные станции на газовых месторождениях

По мере разработки газовых и газоконденсатных месторождений пластовое давление в залежи падает, что ведет к снижению давления на устье скважин и на входе в магистральный газопровод. На опреде­ ленном этапе разработки месторождения для подачи газа в магистраль­ ный газопровод следует увеличить его давление. С этой целью применяются дожимные компрессорные станции (ДКС). По сравне­ нию с линейными компрессорными станциями ДКС работают при постоянно снижающемся давлении на входе.

ДКС оснащаются поршневыми и центробежными компрессорами. Перспективным и экономически обоснованным является применение винтовых компрессоров.

9.3. ОСНОВНЫЕ ЗДАНИЯ, СООРУЖЕНИЯ И ОБОРУДОВАНИЕ УКПГ ДЛЯ СРЕДНЕЙ ПОЛОСЫ И ЮГА

9.3.1. Стройгенплан УКПГ для средней полосы и юга

Для районов средней полосы и юга разработаны типовые проекты УППГ, УКПГ (рис. 9.3.1 и 9.3.2) и ГС (головные сооружения) с абсорб­ ционной осушкой газа и низкотемпературной сепарацией, со стаби­ лизацией конденсата.

Основное технологическое и подсобно-вспомогательное оборудо­ вание размещается на открытых площадках и в блок-боксах. Техно­ логические схемы и схемы генеральных планов УППГ и УКПГ, как правило, разрабатываются на базе типового блочно-комплектного технологического оборудования и модулей обработки газа на произ­ водительность по газу: 5, 10, 15, 20 и 25 млн м3/сут., а ГС — на произ­ водительность 10, 15, 20, 25, 30, 40, 45 и 50 млн мУсут.

Площадки генпланов разделены на две зоны: зона основного про­ изводственного назначения и зона вспомогательных производств. Все сооружения, расположенные в одной или разных зонах, связаны ме- *ДУ собой инженерными коммуникациями, проложенными в техни­ ческих коридорах и на эстакадах, и объединены общими дорогами и проездами.

vk330.com/club152685050Часть II Объекты| vkи сооружения.com/id446425943подготовки и транспорта

Рис 9.3J. Унифицированная схема генерального плана УКПГ с абсорбционной осушкой для средней полосы и юга: А зона основного производства: 1 — площадка блоков обводной линии манифольда; 2 блок отключающей арматуры обводной линии манифольда; 3 площадка установки замера дебита скважин; 4 — площадка установки сбора газа; 5 — мачта металлическая; 6 — канализационная насосная станция бытовых и нефтесодержащих сточных вод; 7 — приемный резервуар промышленных стоков; 8 блок-емкость разгазирования; 9 — площадка модулей осушки газа; 10 — блок-бокс электрощитовой; 11—блок-емкость дренажная для ДЭГа; 12 операторная; 13 — блок-емкость хранения Д ЭГа; 14 — блок топливного газа; 15 арматурный блок подогрева теплоносителя; 16 блок подогрева теплоносителя; 17 блок-бокс насосов перекачки теплоносителе Б — зона вспомогательного производства: 18 компрессорная сжатого воздуха; 19 — градирня шестисекционная; 20 — градирня четырехсекционная; 21 блокбокс насосной станции оборотного водоснабжения; 22 резервуар для воды с подогревом; 23 — блок-бокс насосной станции второго подъема; 2 4 отапливаемый склад; 25 — трансформаторная подстанция; 26 — натри й- катионитовая установка; 27 — укрытие для передвижного парообразователя; 28 — дымовая труба; 29— котельная; 30 — вышка-тренажер; 31 — мойка; 31 — склад ГСМ; 33 — газодымовая камера; 34 — сарай; 35 — служебно­ эксплуатационно-ремонтный блок 36 — отдельно стоящее заглубленное производственное здание; 37— пожарное депо; 38 ограждение из сетки по железобетонным столбам; 39 — информационный знак

vk.com/club1526850509, Объекты а сооружения |сбораvk.com/id446425943и подготовки газа к транспорту 331

Рнс. 9*3*2* Унифицированная схема генерального плана УКПГ с низкотемпературной сепарацией для районов средней полосы и юш: А — зона основного производства: 1 блок отключающей арматуры обводной линии манифольда; 2 площадка блоков обводной линии манифа\ьда; 3 — аварийная емкость для конденсата; 4 блок-бокс насосной конденсата; 5 — концевая трапная (трап трубопроводная линия с запорно-регулирующей арматурой} установка; 6 — площадка установки замера газа; 7 — илощадка установки сбора газа; 8 — блок подк\ючения технологических установок; 9 — блок маслозаправочной станции; 10 — резервуары для стабильного конденсата; А — площадка модулей дебутанизации конденсата; 12 — площадка модулей НТО газа; 13 — блок дренажной емко-сти для конденсата; 14 — блокемкости хранения ДЭГ; 15 — блок дренажной емкости дляДЭГа; /6 — блок для размещения силового электрооборудования; 17 блок-бокс аппаратной; 18 — приемный резервуар промышленных стоков; 19 — канализационная насосная станция; 20 блок разделителя; 21 воздушный холодильник; 22блок емкости разгазирования; 23 блок-бокс операторной; 24 — блок топливного газа; 25 арматурный блок подогрева теплоносителя; 26 блок подогрева теплоносителя; 27 блокбокс насосов перекачки; Б — зона вспомогательного производства: 28 вышкатренажер; 29 трансформаторная подстанция; 30 укрытие для передвижного паропреобразователя; 31 компрессорная сжатого воздуха; 32 склад горюче-смазочных материалов; 33 мойка; 34 блок-бокс насосной станции второго подъема; 35 — резервуары для воды; 36 — сарай; 37 — газодымная камера; 38 материальный склад; 39 котельная с двумя котлами; 40 дымовая трубй; 41 — пожарное депо; 42 служебно-эксплуатационно­ ремонтный блок; 43 — отдельно стоящее заглубленное производственное здание; 4 4 ограждение из сетки по железобетонным столбам

vk.332com/club152685050ЧастьII. Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки итранспорта

Схемы генпланов разработаны с учетом того, что в зависимости от параметров газа изменяется размер генплана по одной оси, а в зависи­ мости от производительности — по другой, поэтому они применимы для всего разнообразия условий, возникающих при обустройстве месторождений.

Несколько однотипных технологических модулей объединяются в технологическую установку. В установках первичной сепарации газа, низкотемпературной сепарации, осушки и дебутанизации кон­ денсата предусмотрен ряд блоков общего технологического назначе­ ния, блок-боксов и блоков вспомогательного производственного на­ значения, обеспечивающих функциональную работоспособность уста­ новок. К ним относятся: дренажные емкости, блоктопливного газа, блоки подогревай подачи теплоносителя в обогреваемые места технологиче­ ских блоков и др.

Для обогрева оборудования или его отдельных узлов, расположен­ ного на открытой площадке, используются теплоспутники, в которых теплоносителем является раствор ДЭГ (60—80%), что исключает н еобходимость мероприятий, препятствующих «размораживанию» отопи­ тельной системы при остановке циркуляции теплоносителя.

Здания и сооружения, в том числе блочно-комплектные устройства, размещаются на площадках с учетом поточности операций по техноло­ гическому процессу, климатической зоны, розы ветров и с выделением двух функциональных зон.

В зоне основного производства располагаются пожаровзрывоопас­ ные сооружения и технологические установки. В зоне подсобно-вспо­ могательного назначения располагаются здания и сооружения, обслу­ живающие основное производство.

Инженерные сети выполнены как подземной таки надземной про­ кладкой по металлическим эстакадам. На эстакадах размещаются тех­ нологические трубопроводы, электрокабели, кабели КИП и др. Под землей прокладываются водоводы и сети канализации.

Основные показатели генпланов УКПГ, УППГ, ГС приведен!)] в табл. 9.3.1.

’Таблица 9.3.1

Показатели генплана УКПГ, УППГ, ГС (на максимальную производительность объекта)

№п/п

Показатели

УКПГ с

УКПГ с

УППГ

ГССН7С

гсс

 

абсорбционной

абсорбционной

_ L

 

осушкой

нгс

 

 

ОС1ЛШПЙ

 

Плошадь земельного участка, м2

76400

107 500

29300

133 000

77000

 

*2

Площадь застройки, м 2

Г 20 800

37632

10255

46 550

28 950

 

О

Плотность застройки,%

35

ЗБ

35

35

35

i

vkГлава.com/club1526850509. Объекты и сооружения|сбораvk.com/id446425943и подготовки газа к транспорту 333

Окончание таблицы 9.3.

 

 

 

УКПГ с

УКПГ с

 

 

ГС с

Ий/п

Показатели

 

абсорбционной

УППГ

ГС с НТС абсорбционной

Протяженность инженерных и

осушкой

нтс

 

 

осушкой

 

 

 

 

 

 

технологических ком муникаций, м

680

Ш )

300

8000

1000

4

теплотрассы

 

водовода

 

1800

1830

800

1500

1500

 

 

 

1300

1450

500

4200

2000

 

Протяженность пешеходных дорог,

29 500

ЗБ 930

22 500

57 000

24 000

5

200

Ю6

75

110

110

м

 

 

 

 

 

 

 

 

6

Протяженность д ор ог с твердым

1167

1160

635

2970

1400

покры тием, м

 

 

 

 

 

 

 

 

7

Площадь открытых

 

13100

23 С0О

7210

37 400

21 850

технологических установок,

м 2

 

 

 

 

 

 

Состав модулей и набортехнологического оборудования УКПГ, УППГ,

ГС для средней полосы и юга приведен в табл. 9.3.2—9.3.6.

Таблица 9.3.2

Состав модулей и набор технологического оборудования УКПГ

с низкотемпературной сепарацией

 

Оборудование, шт. на УКПГ

Технологическое оборудование

производительностью , млн м3/суг.

ф

 

5

10

15

20

25

1

Модуль сбора газа *

2-4

2—4

3-6

4 -8

5 -9

2

Модуль замера дебита скважин **

2

2

3

4

4

3

Модуль НТС газа ***

2

3

4

5

6

4

Блок-бокс насоса перекачки теплоносителя

1

1

1

1

1

5

Блок подогрева теплоносителя

1

1

1

1

1

6

Арматурный блок подогрева теплоносителя

1

1

1

1

1

7

Блок топливного газа

1

1

1

1

1

8

Блок-емкость разгазирования

1

1

1

1

1

9

Воздушный холодильник

1

1

1

1

1

10

Блок разделителя

1

1

1

1

1

11

Блок дренажной емкости для ДЭГ

1

1

1

1

1

12

Блок-емкость для хранения ДЗГ

1

1

1

1

1

13

Блок дренажной емкости для конденсата

1

1

1

1

1

14

М одуль для дебутанизации конденсата ****

1

1

2

2

2

15

Блок подключения технологических установок

2

2

2

2

2

16

Блок маслозаправочной станции

1

1

1

1

1

17

Аварийная емкость для конденсата

1

1

1

1

1

18

Блок-бокс насосной конденсата

1

1

1

1

1

19

Концевая трапная установка

1

1

1

1

1

20

Резервуары для стабильного конденсата

3

3

3

3

3

21

Блок отключающ ей арматуры обводной линии

1

1

1

1

1

 

манифольда

 

 

 

 

 

*Модульвключает в себя: блок обводной линии манифольда; блок отключаю- Щ й арматуры на входе газа; блок входных ниток с групповой обвязкой.

vk334.com/club152685050Часть II. Объекты| vkи.сооруженияcom/id446425943подготовки и транспорта

** В модуль входят: блок замера дебита; блок газосепаратора первичного с раз­ делительной емкостью.

"" Модуль включает в себя: блок распределения потоков газа; блок распре­ деления потоков жидкости; блок хозрасчетного замера газа; блок редуциро­ вания и эжектирования; блок низкотемпературного газосепаратора; аппа­ рат воздушного охлаждения; теплообменник «газ газ», теплообменник <<газ _ газ» с впрыском гликоля; блок теплообменника «конденсат — кон­ денсат»; блок трапа насыщенного ДЭГ; блок разделителя; блок регенерации ДЭГ; блок-бокс насоса подачи ДЭГ.

**" В модуль входят: печь стабилизации; арматурный блок печи; блок дебутанизации; арматурный блок дебутанизатора; блок подачи сырья; блок-бокс насосной конденсата; аппарат воздушного охлаждения; арматурный блок; блок распределения потоков; блок теплообменников «конденсат — конден­

сат».

Таблица 9.3.3

Состав модулей и набор технологического оборудования У К П Г

__ ____________ с абсорбционной осушкой газа________________

 

Оборудование, шт. на У Щ

Технологическое оборудование

производительностью, млн м /сут.

п/п

 

5

10

15

20

25

 

 

1

Модуль обора газа *

2-4

М

3-6

4 -8

5 -8

2

Модуль замера дебита скважин **

2

2

3

4

4

3

М одугь абсорбционной осуш ки газа ***

2

3

4

5

6

4

Блок топливного газа

1

1

1

1

1

5

Блок арматурньй подогрева теплоносителя

1

1

1

1

1

6

Блок подогрева теплоносителя

1

1

1

1

1

7

Блок-емкость дренажная для ДЭГ

1

1

1

1

1

8

Блок-емкость для хранения ДЭГ

1

1

1

1

1

9

Блок-емкость разгазирования

1

1

1

1

1

10

Блок-бокс насосов перекачки теплоносителя

1

1

1

1

1

11

Блок отключающей арматуры обводной линии

1

1

1

1

1

манифольда

 

 

 

 

 

 

*Модульвключает в себя: блок обводной линии манифольда: блок отключаю-

щей арматуры на входе газа; блок входных ниток с групповой обвязкой. " Состав модуля см. в табл. 9.3.2.

*** Модуль включает в себя: блок распределения потоков газа; блок газосепа­ ратора первичного; аппарат воздушного охлаждения; теплообменник «газвоздух»; блок арматурный абсорбера; блок абсорбера; блок хозрасчетного замера газа; блок-бокс насосов подачи ДЭГ; блок регенерации гликоля высо-

vkГлава.com/club152685050. 9. Объекты и сооружения сбора| vk.иcom/id446425943подготовки газа к транспорту 335

кой концентрации; блок-бокс водокольцевого компрессора; воздушный кон­ денсатор-холодильник; блок арматурный теплообменника «газ-вода».

Таблица 9.3.4

Состав модулей и набор технологического оборудования У Ш И

 

Оборудование, шт. на УКПГ

Технологическое оборудование

производительностью, млн м 3/сут.

п/п

 

5

10

15

20

25

1

Модуль обора газа *

2— 4

2 -4

3 -6

4 -8

5 -8

2

Модугъ замера дебита скважин **

2

2

3

4

4

3

Модуль первичной оепарации газа ***

2

3

4

5

6

4

Блок отключающей арматуры на выходе ж ц щ о сш

1

1

1

1

1

5

Блок-емкость дренажная для конденсата

1

1

1

1

1

б

Блок-емкость разгазирования

1

1

1

1

1

7

Блок-емкость хранения теплоносителя

1

1

1

1

1

8

Блок топливного газа

1

1

1

1

1

9

Блок арматурный подогрева теплоносителя

1

1

1

1

1

10

Блок подогрева теплоносителя

1

1

1

1

1

11

Блок-бокс наоосов перекачки теплоносителя

1

1

1

1

1

12

Блок отключающей арматуры манифольда

1

1

1

1

1

*Состав модуля см. в табл. 9.3.3. " Состав модуля см. в табл. 9.3.3.

***Модуль включает в себя: блок первичного газосепаратора с разделитель­ ной емкостью; блок распределения потоков; блок оперативного замера газа.

9.3.2. К онструктивные реш ения зданий и сооруж ений В основу проектирования зданий и сооружений положены: мак­

симально возможная блокировка отдельных установок и производств, применение типовых унифицированных конструкций и деталей, при­ менение технологических модулей и блок-боксов заводского изготов­ ления. Основными конструктивными элементами зданий являются:

фундаменты — сборные железобетонные/свайные;

каркас — металлический из прокатных широкополочных двутав­ ров;

стены — алюминиевые панели облегченного типа с твердым уте­

плителем;

покрытие — панели из оцинкованного гофрированного листа;

перегородки — в бытовых помещениях — из асбестоцементных листов или листов сухой штукатурки по деревянному каркасу

сзаполнением несгораемым утеплителем; в взрывопожароопас­ ных помещениях — панельные гипсобетонные или из асбесто-

vk.com/club152685050336 Часть II, Объекты| vk.иcom/id446425943сооружения подготовки и транспорта

ю

со

ф

Я"

НабортехнологическогооборудованияГС с низкотемпературной сепарацией

 

 

 

7 7

СО

 

 

 

 

 

 

1“

1

 

 

 

 

 

 

 

"П “ 1

 

 

1

 

 

см

СМ см

 

см

см

см

см

см

см

см

см

2

см

1—

 

 

со

 

2

 

 

 

см

см

d

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

J

1

— i

 

 

 

 

 

 

 

 

1__ 1

__

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

1 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

7

6

 

см

см

 

см

см

см

см

см

см

см

см

со

СМ

 

-

-

 

со

 

см

 

 

 

2—

 

 

х

 

 

 

 

 

 

04

см

 

 

 

 

 

 

J

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

J

 

 

 

 

 

Ю ю

--------1

 

 

 

 

 

 

 

1—-ч1

 

7 см

 

 

 

_ j

 

 

 

 

 

 

о

СМ см

 

см

см

см

см

см

см

см

см

 

-

 

 

со

 

см

 

 

 

1

1

I

 

 

 

 

 

 

I

 

СМ см

 

 

 

1 П1” 1

 

 

 

 

 

 

J

 

 

1

__I

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

«л

ш

|Г>

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1—

1

1

 

 

 

*

 

 

о> см

см

 

см

см

см. см

см

см

см

см

 

см

 

 

 

-

со

 

см

X

 

 

1

 

1

 

 

 

 

 

 

3

 

 

СМ см

см

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I

 

 

 

____ 1

 

 

 

 

 

 

 

 

__ 1

1

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

“ 1“ 1

1“ 1“ 1

 

 

 

 

 

 

 

 

1

1— i

 

 

 

 

 

1

 

 

1

I

I

7

а?

см

СМ( см

см

см

см

см

см

см

см

I

см

-

-

-

 

со

 

СМ

 

см

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

__1i__

1

 

 

 

 

 

 

 

 

__1I- 1

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

J

 

 

 

V

со

-

-

 

-

ч—

 

 

-

-

-

-

 

см

 

-

-

 

со

 

-

 

Cvl

 

I

I

 

 

 

I

 

 

 

1

 

 

см

 

 

J

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

z~*

7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

J

 

 

 

 

 

 

CD

м

 

 

СП

-

-

 

-

 

-

-

-

-

 

 

 

-

со

 

-

 

 

 

 

 

см

 

 

 

 

е

О

3

 

см

 

 

 

 

 

 

 

 

 

i

 

 

 

 

 

 

X

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

ю

 

со

£~0

7 j ЧГ

 

-

 

 

-

 

 

-

 

 

-

со

 

 

-

-

-

 

 

-

 

 

 

 

-

-

-

 

-1

см

-

со

 

i

 

Д |

 

 

 

J .

 

 

 

 

СМ

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

«в

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ш

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

S 7

2

со

со

-

-

 

-

-

-

-

-

-

-

-

со

см

-

-

-

-

со

 

-

уО

1

 

 

 

 

 

 

в

 

 

см

см

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

| j | 1

 

 

 

1

 

 

|

коллекторавходенаарматурныйБлок

выходенаарматурыотключающейБлок жидкости

I | | |

газатопливногоБлок

разгазированияемкость-Блок

 

| | | | |

установоктехнологическихподключенияБлок

 

линииобводнойарматурыотключающейБлок дафольмани

 

 

 

манифольдалинииобводнойБлок

газасепарациинизкотемпературнойМодуль*

теплоносителяперекачкинасосовбокс-Блок

теплоносителяподогреваБлок

 

теплоносителяподогреваарматурныйБлок

 

конденсат»-«водаразделителяБлок

ДЭГдляемкостидренажнойБлок

ДЭГхранениядляемкость-Блок

конденсатадляемкостидренажнойБлок

*конденсатабутанизацииМодуль

станциимаслозаправочнойБлок

конденсатадляемкостьАварийная

конденсатабокс-Блок

установкаКонцева*Гтрапная

as

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Hi

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

J5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СЗ

 

 

X

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Е

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Е

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1X

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

>5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

'\0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Л

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

»—

 

 

?

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

сс

 

 

в)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

е

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

§

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

rt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

л

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

О

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СО

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

CL

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГО

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

S

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о>

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а>

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

О-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

г

 

 

о

-

см

со

 

ю

г-

1

 

 

 

 

см

f

 

 

-

см

со

чГ 1Л

 

 

«о о>

 

СО <7> о

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

см

 

 

см

_

’ С оп ч т модулой см. тао.9.3 ‘

vkГлава.com/club1526850509. Объекты асооружения|сбораvk.com/id446425943и подготовки газа к транспорту

Набор технологического оборудования ГСс абсорбционной осушкой газа

А

1

2

1

S2

1

3

S -

13

3>

3

[

«М

е О

2

СМ

 

S

15

 

1

 

1 о

1

1

1

1=

_____ £ _

2 6—

2 6—

2 5—

I СМ

2 4—

J

2 4—

—fr 2

оо

cl

2 3-

обводнойБлок линииустановок дляманифольда

-

7

см

см

см

см

см

см

см

см

см

см

 

 

 

 

 

 

 

 

 

— 6

 

см

см

см

ем

см

см

см

см

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10

см

см

см

см

см ,

см

см

см

1

см

 

 

 

 

 

 

 

 

 

|г>

о

см

см

см

см

см

см

см

см

Д

 

 

 

 

 

 

 

 

 

— 4

со

см

см

см

см

см

ем

см

см

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Т

со

-

-

 

 

 

 

 

 

см

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

кЛ

-

-

-

-

-

-

-

-

см

 

 

 

 

 

 

 

 

 

со

 

 

-

-

-

-

-

 

-

1

 

 

 

см

 

 

 

 

 

 

 

 

 

— 3

со

 

 

 

 

 

 

 

-

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

j

 

 

j

 

 

 

Блок отключающей арматуры обводной линии манифольда

Блок арматурный на входе в коллектор

Модуль абсорбционной осушки '

Блок топливного газа

Блок арматурный подогрева теплоносителя

Блок подогрева теплоносителя

Блок-бокс перекачки теплоносителя

1 Блок-емкость дренажная для ДЭГ

Блок-емкость для хранения ДЗГ

Блок-емкость разгазирования

см

со

 

ю

to

Г-v

со

со

 

 

337

‘ Состав модуля см, в табл, 9,3,3,

vk338.com/club152685050Часть II. Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и транспорте1

цементных листов, или листов сухой штукатурки по металличе­ скому каркасу из гнутых (прокатных) профилей с заполнением несгораемым утеплителем;

• полы — в зависимости от назначения помещений, по бетонному основанию.

Объекты подсобно-вспомогательного назначения в основном вы­ полняются в блочно-комплектном исполнении. Дороги, отмостки, от­ крытые технологические площадки приняты из сборных железобе­ тонных плит и мелких бетонных плит тротуарного типа.

9.3.3. Основные системы УКПГ: теплоснабжение, вентиляция, водоснабжение, пожаротушение, канализация, электроснабжение, автоматика, связь

Теплоснабжение. Источником теплоснабжения УППГ, УКПГ и ГС является котельная. Теплоносителем для отопления служит горячая вода с температурой 70—95 °С. Пропарка технологических аппаратов осуществляется от парообразователя, размещаемого в специальном укрытии.

Технологические потребности в тепле обеспечиваются технологи­ ческим теплоносителем. Горячее водоснабжение осуществляется га­ зовыми водонагревателями, устанавливаемыми в отдельных помеще­ ниях зданий.

Прокладка тепловых сетей — подземная, бесканальная и частич­ но по эстакаде совместно с технологическими трубопроводами. Тру­ бопроводы, прокладываемые в грунте, покрываются тепловой изоля­ цией. Перед нанесением изоляции трубопроводы покрываются ан­ тикоррозийным покрытием.

Отопление зданий и блок-боксов водяное с установкой радиато­ ров, ребристых труб, конвекторов, а в электропомещениях —гладких труб.

Вентиляция. Здания и блок-боксы обеспечиваются приточно-вы­ тяжной вентиляцией. Для южных районов предусматривается кон­ диционирование воздуха с адиабатическим процессом, так как обыч­ ные вентиляционные установки не позволяют получить^допустимую температуру воздуха в рабочей зоне помещений при высоких темпе­ ратурах атмосферного воздуха.

Водоснабжение. Водоснабжение и канализация УППГ, УКПГ и ГС в районах средней полосы и юга осуществляется от магистральных водоводов или артскважин. На площадках сбора и подготовки газа предусмотрены блочно-комплектные насосные II подъема, в которых установлены насосы для подачи воды на хозяйственно-производст­

vkГлава.com/club1526850509. Объекты и сооружения |сбораvk.com/id446425943и подготовки газа к транспорту 339

венные и противопожарные нужды. Рядом установлены резервуары для воды, рассчитанные на хранение 3-часового запаса воды на хозяй­ ственно-производственные нужды и наружное и внутреннее пожаро­ тушение. Запасные резервуары, как правило, — сборные железобетон­ ные полузаглубленные.

Вокруг водонасосной и резервуаров предусматривается зона са­ нитарной охраны радиусом 30 м.

Для системы оборотного водоснабжения на установках абсорбци­ онной осушки газа применяется водоснабжение «открытого типа»: водоумягчительная установка, градирня и насосная станция оборотно­ го водоснабжения.

Канализация. На УППГ, УКПГ и ГС проектируются две системы канализации: хозяйственно-бытовая и производственная. Для сбора и перекачки стоков на очистные сооружения предусмотрена насос­ ная станция бытовых и нефтесодержащих стоков с отдельно стоящим приемным резервуаром для промстоков.

Очистка бытовых сточных вод производится на блочно-комплект­ ных очистных сооружениях. Для очистки промстоков используются песколовка, нефтеловушка, флотационная установка, пруд дополни­ тельного отстоя и блок-бокс закачки очищенных промстоков в погло­ щающие скважины. Очистные сооружения располагаются на откры­ тых площадках.

Электроснабжение. По надежности электроснабжения потреби­ теля УКПГ и ГС относятся к I категории, а УППГ — ко II категории. Электроснабжение потребителей на напряжение 0,4 кВ осуществля­ ется от трансформаторных подстанций 6-1-/0,4 кВ. Приняты отдель­ ные трансформаторные подстанции для сооружений обработки газа и конденсата и для вспомогательных сооружений. Для вспомогатель­ ных сооружений подстанции располагаются в здании СЭРЕ.

На УППГ в связи с незначительным потреблением электроэнергии принята одна трансформаторная для всех потребителей.

Для распределения электроэнергии по потребителям на напряже­ ние 0,4 кВ предусмотрены блок-боксы, в которых, кроме силового оборудования на 0,4 кВ, размещена и пускорегулирующая аппара­ тура.

В зоне технологического оборудования предусматривается один блок-бокс на два технологических модуля, для остальных потребите­ ли — в зависимости от требуемой мощности.

Автоматика и связь. Системы автоматики и связи и их устройство аналогичны применяемым системам на УКПГ для северных районов (п. 9.2).

vk.340com/club152685050Часть II. Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и транспорта

РЕЗЮМЕ

Системы сбора и подготовки газа предназначены для сбора продук­ ции скважин и подготовки ее к транспорту и включают в себя:

шлейфы, трубопроводы, соединяющие скважины со сборными пунктами газа;

газосборные промысловые коллекторы — трубопроводы, отво­ дящие газ от газосборных пунктов (или центрального газосбор­ ного пункта) и подводящие его к дожимной компрессорной стан­ ции или головной компрессорной станции;

установки подготовки газа: установки комплексной подготовки газа (УКПГ), установки предварительной подготовки газа (УППГ), головные сооружения (ГС);

дожимные компрессорные станции (ДКС).

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Какие процессы входят в состав подготовки газа?

2.Чем низкотемпературная сепарация отличается от абсорбционной/адсорбционной осушки газа?

3.Для чего предназначены установки предварительной/комплексной подготовки газа?

4.Почему различаются варианты исполнения УКПГ для северных регионов и средней полосы?

5.Назовите и охарактеризуйте основное технологическое обору­ дование УКПГ.

6.На какие зоны подразделяется площадка УКПГ?

7.В чем заключается особенность конструктивных решений УКПГ для северных регионов?

8.Для чего сооружаются дожимные компрессорные станции на газовых месторождениях?

9.Назовите основные различия конструктивных решений УКПГ для северных регионов и средней полосы.

ЛИТЕРАТУРА

1. Основы нефтегазового дела: Учебник/АА Коршак, А.М. Шаммазов. —2-еизд., доп. ииспр. —Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

2. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: Учеб, посо­ бие/М .М . Карибов, О.А Гумеров. — Уфа: Изд-воУГНТУ, 2003.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВАНК МАГИСТРАЛЬНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ

-----СТАНЦИИ

10.1.Стройгенплан КС

10.1.1.Принципиальная технологическая схема КС

10.1.2.Стройгенплан КС

10.2.Технологическая схема КС и основное технологическое оборудование

10.2.1.Газоперекачивающие агрегаты

10.2.2.Установка очистки газа

10.2.3.Установка охлаждения газа

10.2.4.Установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа

10.3.Архитектурно-планировочные решения КС

10.4.Конструктивные решения КС

10.4.1.Теплоснабжение

10.4.2.Вентиляция

10.4.3.Водоснабжение и пожаротушение

10.4.4.Канализация

10.4.5.Электроснабжение

10.4.6.Автоматика

10.4.7.Связь

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

10.1. СТРОЙГЕНПЛАН ж :

10.1.1. Принципиальная технологическая схема КС

Компрессорные станции предназначены для транспортирования газа от месторождений или подземных хранилищ до потребителя. Компрессорные станции (КС) располагаются по трассе газопровода в соответствии с гидравлическим расчетом при соблюдении норма­ тивных разрывов от границ КС до зданий и сооружений населенных пунктов, вахтенных поселков и промышленных предприятий.

На рис. 10.1.1 представлен общий вид (фото) компрессорной стан­ ции.

Технологические процессы, производимые на КС, описаны в главе 3, п. 3.4. Пример технологической схемы компрессорной станции с цен­ тробежными нагнетателями приведен в главе 3 п. 3.4 (рис. 3.4.4). Технологической схемой КС предусматриваются следующие техноло­ гические процессы:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.1.1. Общий ви д (панорама) компрессорной станции

очистка газа;

сжатие (компримирование) газа;

*охлаждение газа после сжатия.

Кроме указанных процессов, технологической схемой КС преду­ смотрен ряд вспомогательных процессов, выполняемых системами и установками, обеспечивающими нормальную работу оборудовав ния КС:

*хранение, очистка, подача масел к ГПА и сбор отработанных ма­ сел;

*подготовка топливного, пускового и импульсного газа;

утилизация тепла выхлопных газов;

*

сбор и обезвреживание продуктов очистки газа; *

получение и использование сжатого воздуха;

автомобильное газозаправочное хозяйство;

организация работы метанольного хозяйства.

На КС предусмотрены следующие функциональные основные сис­ темы:

*технологическая;

электроснабжения;

vkГлава.com/club15268505010. Магистральные компрессорные| vk.com/id446425943станции_______________343

» водоснабжения;

канализации;

♦вентиляции;

теплоснабжения;

. пожаротушения;

технологической связь;

автоматизации;

*ремонтообеспечения;

жизнеобеспечения вахтенного персонала.

10.1.2. Стройгенплан К С На рис. 10.1.2 приведен стройгенплан КС.

В состав К С входят следующие основные и вспомогательные уста­ новки и системы:

♦ блок очистки газа; »компрессорный цех/система блок-контейнеров;

системы охлаждения газа, масла и воды;

система подготовки топливного, пускового, импульсного газа и газа на собственные нужды;

»система сбора и утилизации конденсата;

♦маслохозяйство;

система тепло-и электроснабжения;

система контроля и управления;

система водоснабжения, канализации и очистки сточных вод'

система связи;

*система пожаротушения;

*служебно-эксплуатационный и ремонтный блок;

открытая стоянка техники с воздухоподогревом; складские поме­ щения;

*узел приема и пуска средств очистки и диагностики. Территория К С разделена на две зоны; производственную и слу­

жебно-производственного комплекса. К производственной зоне КС, расположенной со стороны магистрального газопровода, относятся здания и сооружения технологического назначения;

*узлы подключения;

компрессорный цех;

установки очистки газа и сбора конденсата;

установки охлаждения газа;

*установки редуцирования и подготовки пускового, топливного,

импульсного и газа на собственные нужды; * блоки утилизации тепла отходящих газов;

vk.344com/club152685050Часть II Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и т р а н с п о р т а

Z

а>

о.

о

о

о

X

<5

О

Белоусовская, Генеральный план.

ЮЛ*2* Стрч'Д1генгман КС (па примере КС Велоусовская)

КС

Рис*

vkГлава.com/club152685050Ю. Магистральные компрессорные| vk.com/id446425943станции 345

узлы обвязки нагнетателей;

блоки огневых подогревателей;

маслохозяйство;

ПЭБ(КТП,Щ СУиоператорная);

компрессорная сжатого воздуха;

резервная электростанция;

установка пожаротушения.

Кзоне служебно-производственного комплекса, расположенной со стороны подъездной автодороги, относятся объекты инженерного обеспечения:

узел связи;

котельная;

блоки водоснабжения и канализации;

очистные сооружения;

служебно-вспомогательный и ремонтный блоки;

стоянки механизмов;

складские сооружения;

трансформаторные подстанции для зданий и сооружений вто­ рой зоны (зона служебно-производственного комплекса);

установки пожаротушения.

10.2. ТЕХ Н О ЛО ГИ ЧЕСКА Я СХЕМ А КС И ОСНОВНОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБО РУДО ВА Н И Е

Рассмотрим основные технологические комплексы и сооружения компрессорной станции.

Ю.2.1. Газоперекачиваю щ ие агрегаты

Газоперекачиваю щ ие агрегат ы (ГПА) размещаются в блок-контей­ нерах, состоящих из машинных залов (отсеков) двигателей (приво­ дов нагнетателей) и нагнетателей, разделенных герметичной перегоРодкой. ГПА представляет собой установку, состоящую из стыкуемых между собой на месте монтажа блоков полной заводской готовности,

азовая сборочная единица — блок турбоагрегата, включающий на­ гнетатель, двигатель и оборудование технологических систем. Общий вид системы ГПА представлен на рис. 10.2.1 (см. цветную вклейку), конструктивная схема ГПА серии «Урал» представлена на рис 10 2 2 (см. цветную вклейку).

Для глубокого изучения технических характеристик газоперека-

ивающих агрегатов рекомендуем обратиться к специальной лите­ ратуре.

vk.346com/club152685050Часть II. Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и транспорта ...

10.2.2. Установка очистки газа

В уст ан овке очист ки га за компримируемый газ очищается от жид­ кости и механических примесей для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов КС. Блоки установки состоят из пылеуловителя, технологических трубопроводов с запорной арма­ турой, контрольно-измерительных приборов и трубных проводок к ним, металлоконструкций. Примерные схемы пылеуловителей при­ ведены в главе 2 п. 2.3 (рис. 2.3.22 и 2.3.23).

10.2.3. Установка охлаждения газа

У ст ан овка охлаж дения га за состоитиз аппаратов воздушного охлаж­ дения (АВО) — рис. 10.2.3 (см. цветную вклейку). Охлаждение газа после компримирования положительно влияет на устойчивость газо­ провода, увеличение его производительности, улучшение условий работы антикоррозийной изоляции.

Число аппаратов воздушного охлаждения определяется в каждом конкретном случае по тепловым и гидравлическим расчетам газопро­ вода, исходя из температуры наружного воздуха и оптимальной тем­ пературы транспорта газа. Рабочая температура среды: на входе в ап­ парат — до 70 "С, на выходе из аппарата — не более 45°С. Каждый аппарат имеет отключающую арматуру.

10.2.4. Установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа

У с т а н о вк а п о д го т о вк и т о п л и вн о го , п ус к о в о го и и м п ульсн ого га за

предназначена для подготовки транспортируемого газа с целью ис­ пользования при запуске газотурбинных двигателей в качестве топ­ лива ГПАи импульсного газа для управления пневмоприводными кра­ нами в системах КС.

Установка состоит из двух блоков: блока подготовки топливного и пускового газа полной заводской готовности, в котором осуществля­ ется очистка, замер, подогрев перед редуцированием и редуцирова­ ние (снижение давления) топливного газа и блока подготовки импульс­ ного газа (импульсный газ — газ, подающийся к контрольно-измери­ тельным приборам).

Оборудование установки размещается в кирпичном здании или в блок-здании из блок-боксов. Блок-здание монтируется из четырех блок-боксов с технологическим и вспомогательным оборудованием и аппаратами наружной установки. В блок-здание входят:

• блок-бокс электрощитовой с помещениями приточной и вытяж­ ной венткамер;

vkГлава.com/club15268505010. Магистральные компрессорные| vk.com/id446425943станции 347

блок-бокс адсорбера и блок арматуры;

блок-бокс адсорбера и блок редуцирования;

блок-бокс редуцирования;

четыре газосепаратора (два с электрообогревом) с камерами дат­ чиков — реле уровней жидкости (конденсата);

два автоматических подогревателя газа, установленные на откры­ той площадке.

10.3. АРХИТЕКТУРНО-ПЛАНИРОВОЧНЫЕ РЕШЕНИЯ КС

Как правило, для зданий и сооружений КС применяют индустри­ альные конструкции — блоки, блок-боксы, блок-контейнеры, сбор­ ные конструкции зданий и др. В последнее время наметилась тенден­ ция использовать местные строительные материалы, исключая зна­ чительные затраты на железнодорожные перевозки.

Здания и сооружения, подлежащие строительству на площадке КС с использованием местных строительных материалов, и их архитек­ турно-строительные решения представлены в табл. 10.3.1.

Приведенные в таблице данные по перечню зданий и сооружений и по их конструктивному решению могут изменяться в зависимости от условий строительства КС, местоположения, дополнительных тех­ нологических процессов, осуществляемых на КС, идр.

10.4. КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ КС

10.4.1. Теплоснабжение

Теплоснабжение КС с газотурбинным приводом осуществляется от Двух источников: основной — установка утилизации тепла отработан­ ных газов ГПА и резервный на период отключения ГПА — автоматизи­ рованная котельная максимальной теплопроизводительностью 0,47 Вт.

В блок-контейнерах агрегатов ГПУ-16 и ГПА-Ц-16 обогрев осущест­ вляется горячим воздухом, отбираемым от работающего двигателя за компрессором высокого давления. Для этих агрегатов теплообменни­ ки поставляются с заводов вместе с агрегатами. В блок-боксах, зда­ ниях ПЭБ и СЭРЕ предусматривается система центрального водяно­ го отопления. Нагревательными приборами служат конвекторы, ре­ гистры из гладких труб.

Утилизационное тепло отходящих газов ГПА сетевыми насосами ути­ лизационных насосных станций подается для теплоснабж ения объектов, находящихся на площадке КС, КОС, водоочистных соору­ жений, жилпоселков и т. д. Система теплоснабжения закрытая. Про-

vk348.com/club152685050Часть II. Объекты| vkа .сооруженияcom/id446425943подготовки и транспорта

Таблица 10.3.1

Основные здания и сооружения КС

fentl

* р м ; с о д о м

Лрясгепурно-строитеяыьи решена

1

Площадка

Оборудование, поставляемое заводом-изготовителем

газоперекачиваю­

 

щих агрегатов

Одноэтажное кирпичное здание 18 м х 6 м высотой 4,6 м: фундаменты ~

2

КТП АВО газа

свайные из железобетонных свай квадратного сечения; покрытие из

 

 

сборных ж/б панелей; кровля рулонная

 

Установка

Одноэтажное кирпичное здание 15 м х 12 м высотой 8,3 м: фундаменты

3

подготовки

свайные из железобетонных свай квадратного сечения; покрытие из

топливного и

сборных ж/б панелей; кровля рулонная. В здании кран-балка

 

 

пускового газа

грузоподъемностью 2.0 т

 

 

Здание с кирпичными стенами 15 м х 12 м, с пристройкой под склад

4

Насосная склада

пенообразоеания 6 м х 3 м высотой 4,3 м; фундаменты свайные из

железобетонных свай квадратного сечения; покрытие из сборных ж/б

ГСМ

 

панелей; кровля рулонная. Внутренние перегородки кирпичные, В складе

 

 

масел предусмотрена балка для тельфера грузоподъемностью 1 г

Энергетический

5блок

Подстанция

6силовая 110/10 кВА

Производственный корпус (РЭМ —

7ремонтно-эксплу­ атационные мастерские)

Склад метанола,

8здание мастерской с электрощитовой

Склад баллонов,

9склад карбида кальция

Топливозаправоч­

10ный пункт: операторная

11пунктДиспетчерский

РЭБ (ремонтно­

12эксплуатационная база). Котельная

Здание одноэтажное кирпичное 21 м х 15 м высотой 4,6 м: фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; покрытие из сборных ж/б панелей; кровля рулонная; перегородки кирпичные

Одноэтажное здание 36,5 м х 12 м высотой 6,5 м с кирпичными стенами: фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; покрытие из сборных ж/б панелей; кровля рулонная; перегородки кирпичные

Производственная часть здания одноэтажная 42 м х 12 м высотой 8 м. часть здания для персонала двухэтажная 12 м х 12 м высотой 6 м. В производственной части здания предусмотрена таль электрическая и кран подвесной однобалочный. Стены кирпичные, фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; покрытие из сборных ж/б ребристых плит; кровля рулонная; перегородки гилсобетонные

Здание 7,2 м х 6 м высотой 4,4 м, фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; стены кирпичные, покрытие из сборных ж/б панелей; кровля рулонная; перегородки кирпичные

Здание 13,2 м х 6 м, высота части здания над баллонами 2,4 м,

 

|

остальная часть здания (6 м х 3 м) имеет высоту 4,3 м, фундаменты

 

|

свайные из железобетонных свай квадратного сечения; стены кирпичные.

;

покрытие из сборных ж/б панелей; кровля рулонная; перегородки

 

;

кирпичные

 

|

Здание 6 м х 3 м высотой 3,4 м, фундаменты свайные из

 

 

железобетонных свай квадратного сечения; покрытие из сборных ж/б

 

:

панелей; кровля рулонная; перегородки кирпичные

 

Здание двухэтажное 24 м х 18 м высотой 8,1 м, фундаменты свайные из

 

]

железобетонных свай квадратного сечения; покрытие из сборных ж/6

 

1

панелей; кровля рулонная; перегородки кирпичные, межэтажные

 

|

перекрытия из облегченных сборных ж/б панелей, стейы кирпичные

 

J

Сблокированные здания: РЭБ — двухэтажное 48 м х 18 м высотой 10,75 м

j

с чердачным двухскатным покрытием; котельная — одноэтажное здание

 

13,5 м х 12 м высотой 4 м, фундаменты свайные из железобетонных сеай

,

квадратного сечения; стены кирпичные, перекрытие РЭБ из сборных ж/б

 

панелей, покрытие РЭБ металлочерепичное по деревянной обрешетке на

 

|

стропильные деревянные конструкции. Кровля двухскатная, стены

 

j

кирпичные.

 

Покрытие котельной — сборные ж/б плиты, кровля односкатная

 

;

рулонная.

 

:

В РЭБ предусмотрены подвесные балки грузоподъемностью 2 т

J

 

vk.Главаcom/club152685050tO. М агист ральные компрессорные| vk.com/id446425943ст анции 349

Окончание таблицы 10.3.1

» * з я м к с о о р у я в и *

Лриггс*турно-стро*телыа>« решения

Здание 72 м х 15 м высотой 3,1 м, фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; стены кирпичные, перекрытие из сборных ж/б плит, сборных ж/б панелей с круглыми пустотами и

Гараж на 20 сборных ж/б плит покрытия каналов. Часть гаража, отведенная под 13 автомобилей бытовки, имеет подвесной потолок. Перегородки кирпичные. Над

перекрытием имеется чердачный проем. Покрытие чердака — профнастил по деревянной обрешетке на строительные деревянные конструкции. Крыша двухскатная. Кровля рулонная

Стоянка для

14тяжелой техники

15Теплый склад

16Холодный склад

17Административнобытовой корпус

18Столовая

Склад инвентаря и оборудования,

t9 отдельностоящий, заглубленный, из бетонных блоков

Противопожарный

20водоблок: насосная станция

Очистные сооружения с

21установкой сжигания ТБО (технических и бьггоеых отходов)

НС (насосная станция) II

22подъема с Установкой

ВОДОПОДГОТОВКИ

23 Мойка машин

Навес 33 м х 15 м высотой 6Т4 м. Фундаменты — плиты из тяжелого монолитного бетона. Кровля двухскатная из профнастила по стальным балкам

Здание 48 м х 12 м высотой 8,3 м. Фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; стены кирпичные. Покрытие из сборных ж/б ребристых плит. Кровля рулонная. Перегородки в складе кирпичные. Покрытие двухскатное. В складе предусмотрен подвесной кран грузоподъемностью 3,2 т

Здание 48 м х 12 м. Фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; стены кирпичные. Покрытие из сборных ж/б ребристых плит. Кровля рулонная. Перегородки в складе кирпичные. Покрытие двухскатное

Здание двухэтажное 48 м х 15 м высотой 12 м. Фундаменты свайные из

железобетонных свай квадратного сечения; стены кирпичные. Кроеля двухскатная на двух уровнях. Перегородки кирпичные и гипсобетонные. Перекрытие — из облегченных сборных ж/б панелей. Покрытие — из металлочерепицы на обрешетке по стропильным деревянным конструкциям

Здание одноэтажное 25 м х 1 9 м высотой 12 м. Фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; стены кирпичные. Перегородки кирпичные и гипсобетонные. Крыша односкатная с чердачным проемом. Перекрытие — из сборных ж/б панелей с крутыми пустотами. Покрытие — профнастил на металлические прогоны по металлическим балкам

Склад 16 м х 6 м глубиной 2,4 м. Фундаменты сборные индивидуальные ж/6 плиты. Стены сборные бетонные блоки. Покрытие сборно-монолитное из панелей и монолитного ж/б. Перегородки из кирпича.

Здание одноэтажное 6 м х 6 м высотой 4,5 м. Фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; стены кирпичные. Перегородки кирпичные. Покрытие — сборные ж/6 плиты. Кровля рулонная. В здании установлен монорельс грузоподъемностью 1 т

Здание 27 м х 9 м высотой 7,8 м, Фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; стены кирпичные. Предусмотрено проветриваемое подполье на высоте 2,3 м. Внутри здания имеется в осях 1-4 перекрытие на отметке 3,12 м для производственных помещений из сборных ж/б плит. Перекрытие из стальных балок и листовой стали. Перегородки на втором этаже кирпичные. Покрытие здания — сборные ж/б плиты, Кровля рулонная. В середине осей А — Ь

и по осям 4-6 предусмотрена балка для тельфера грузоподъемностью 1 т

Здание 12 м х 9 м высотой 5 м. Фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; стены кирпичные. Покрытие — сборные ж/б плиты. Кровля рулонная. Имеется в здании ручная таль грузоподъемностью 2 т

Здание 21 м х 12 м высотой 8 м. Фундаменты свайные из железобетонных свай квадратного сечения; стены кирпичные. Кроеля двухскатная на разных отметках. Перекрытие — облегченные сборные ж/о плиты, В здании имеется кран-оалка для электротали грузоподъемностью 1 т. Чердачные покрытия на разных уровнях металлочерепичные на металлических стропилах

vk3.5com/club1526850500 Часть II. Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и транспорта ...

кладка тепловых сетей предусматривается на эстакадах. Трубопрово­ ды и запорная арматура покрываются антикоррозионной и тепловой изоляцией. Покровный слой — листовая сталь. Горячее водоснабже­ ние на КС осуществляется путем установки водяных или электриче­ ских подогревателей.

1 0 . 4 . 2 . В е н т и л я ц и я

Основными вредными веществами, выделяющимися в помещени­ ях КС, являются газ, тепло, пары масел. Во всех помещениях, где вы­ деляются вредные вещества, предусматривается механическая при­ точно-вытяжная вентиляция в других помещениях вентиляция есте­ ственная. Приточный воздух подается в рабочую и верхнюю зоны помещений от приточных камер с помощью воздуховодов и воздухораспределительных насадок. В зимнее время производится подогрев приточного воздуха в калориферных секциях.

Вентиляция аккумуляторной и кислотной в здании ПЭБ принима­ ется из расчета обеспечения предельно допустимой концентрации паров серной кислоты, равной 1 мг/м3воздуха. В помещениях опера­ торной создаются комфортные условия с помощью кондиционеров

своздушным охлаждением конденсаторов.

10.4.3.Водоснабжение и пожаротушение

Источниками водоснабжения, как правило, служат артезианские скважины. Источниками водоснабжения также могут быть городские водопроводные сети (в случае приближения КС к городу), существую­ щие водопроводные сети между насосными станциями II и III подъе­ мов (в случае приближения строящейся КС к существующей).

Вода подается в резервуары запаса воды, откуда насосами насос­ ной станции II подъема подается в кольцевую сеть промплощадки.

Внасосной станции II подъема устанавливаются три группы насосов:

хозяйственно-производственного водоснабжения;

противопожарные;

циркуляционные (для обеспечения циркуляции воды в резервуа-

рах).

Для автоматического пожаротушения предусматривается собст­ венная насосная станция с резервуаром запаса воды. Вода насосами подается в помещение узлов управления укрытий ГПА.

Водопроводные сети на площадках КС могут выполняться из по­ лиэтиленовых труб. На сети устанавливаются отключающие задвиж­ ки и пожарные гидранты в колодцах из сборных железобетонных эле­ ментов. Трубопроводы автоматического пожаротушения выполняют­

vkГлава.com/club15268505010. Магистральные компрессорные| vk.com/id446425943станции 351

ся из стальных труб и покрываются весьма усиленной битумно-рези­ новой изоляцией.

10.4.4. Канализация

На КС предусматриваются следующие виды канализации:

ливневая канализация, предназначенная для отвода дождевых и талых вод с обвалованной территории склада ГСМ. Стоки по са­ мотечным трубопроводам подаются на локальные очистные со­ оружения, где происходит их очистка от нефтепродуктов и взве­ шенных веществ. Очищенные стоки отводятся в бытовую кана­ лизацию;

бытовая канализация, предназначенная для отвода бытовых сто­ ков от санитарных приборов, мытья полов и очищенных на ло­ кальных очистных сооружениях производственных и ливневых вод. Сточные воды по самотечным трубопроводам подаются на канализационную насосную станцию и далее по напорным тру­ бопроводам на площадку КОС. Стоки от мойки машин по само­ течным трубопроводам направляются для очистки в грязеотстой­ ник с бензомаслоуловителем (нефтеловушка). Очищенные сто­ ки в нефтеловушке и на трехступенчатых фильтрах с загрузкой коксом и древесной стружкой собираются в приемном резер­ вуаре и направляются для повторного использования для мойки автомашин;

производственная канализация, предназначенная для отвода сто­ ков от регенерации фильтров химводоочистки. Для нейтрализа­ ции стоков от аккумуляторной применяется установка колодца

сдоломитовым фильтром. После нейтрализации стоки сбрасы­ ваются в промканализацию КС. Сточные воды по самотечным трубопроводам поступают в канализационную насосную стан­ цию и подаются на площадку канализационных очистных соору­ жений.

Ю.4.5. Электроснабжение

Потребителями электроэнергии на КС являются асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором мощностью 100 кВт, электрическое освещение, электронагреватели и другие маломощные электроприемники. Напряжение питания всех электроприемников — ♦эоО/220 В. По условиям надежности электроснабжения на КС име­ ются группы потребителей I, II, III категорий. По требованиям молниезащиты на КС имеются объекты II и III категорий, а также объек­ тыг не подлежащие молниезащитным мероприятиям.

vk3.5com/club1526850502 Часть II. Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и транспорта

Электричество на КС подается от высоковольтных линий электро­ передач. На площадке КС предусматриваются КТП (комплектные трансформаторные подстанции) и ЗРУ (закрытые распределительные устройства). Дополнительное электроснабжение КС осуществляется от двух независимых внешних источников электроэнергии.

Электрохимическая защита подземных металлических сооружений КС сводится к созданию на территории площадки одновременных локальных очагов управляемого анодного тока с помощью анодных заземлителей, размещаемых в непосредственной близости от защищае­ мых сооружений. Этим обеспечивается эквипотенциальное смещение поля земли в анодную область до величины защитного потенциала на защищаемых объектах, а величина тока, требуемая для смещения, обеспечивается индивидуальной регулировкой величины сопротивления анодной цепи каждого заземлителя.

Размещение заземлителей на КС допускается не ближе, чем 5 м от подземных стальных коммуникаций и не ближе 10 м от заземляющих устройств.

10.4.6. Автоматика Автоматизированная система управления технологическими процесса-

миКС (АСУТПКС) предназначенаддя автоматического контроля и управ­ ления газоперекачивающими агрегатами, цеховыми технологическими и вспомогательными установками и службами, а также в целом компрессорными цехами и станциями. Кроме того, АСУ ТП КС обеспечивает автоматизированный контроль и управление предпусковыми операциями ГПАКЦ с последующим автоматизированным запуском цеха, пуском-остановкой ГПА, автоматическим и автоматизированным управлением технологической арматурой и электроприводами.

Система обеспечивает автоматическое поддержание заданного ре­ жима работы КС по давлению газа на выходе, а также реализует функ­ ции автоматической разгрузки и аварийной остановки ГПА при не­ исправностях и авариях, автоматизированного отключения КС от магистрального газопровода.

Выбор технических средств автоматизации и контроля для ГПА, технологических и вспомогательных установок и всег? КС произво­ дится с учетом климатических условий, требований взрыво- и пожа­ робезопасности, а также с учетом тенденций развития прогрессив­ ных информационных технологий.

АСУТП предусматривает контроль и управление:

• узлом подключения КС, включая охранные краны и краны пере­ мычек между магистральными газопроводами;

vkГлава.com/club152685050Ю . М агистральные компрессорные| vk.com/id446425943станции 3 5 3

• газоперекачивающими агрегатами;

. цеховыми технологическими кранами и кранами-перемычками со смежными цехами (если КС многоцеховая);

установкой очистки газа;

факельным устройством для сжигания твердых остатков пром­ стоков;

установкой охлаждения газа;

блоком топливного газа;

установкой подготовки импульсного газа;

водоочистными сооружениями;

канализационными очистными сооружениями;

вентиляционными системами зданий.

АСУ ТП КС представляет собой иерархическую систему, состоя­ щую из программно-технического комплекса средств автоматизации технологического процесса и средств автоматизации деятельности оперативного персонала и служб. Функционально АСУ ТП КС долж­ на обеспечивать:

• автоматическую проверку готовности к пуску ГПА и всей КС;

автоматическую и автоматизированную проверку каналов всех систем защиты;

автоматический и автоматизированный запуск ГПА и КС с вы­ ходом на режим «кольцо», а также загрузку КС в трассу в авто­ матическом или автоматизированном режимах;

автоматический контроль параметров с сигнализацией и реги­ страцией их отклонений от нормы;

автоматическое управление ГПА, АВО газа, УТПГ (установка то­ пливного и пускового газа) и КЦ по цеховым технологическим алгоритмам;

распределения нагрузки между ГПА с автоматическим определе­ нием возможности ввода в сеть или вывода из сети отдельных ГПА;

управление установкой охлаждения газа по выбору оперативного персонала в режиме равномерной выработки ресурса двигателей АВО с минимизацией числа работающих вентиляторов или в режиме автоматического регулирования температуры газа по алгоритмам управления и регулирования, представленным Заказчиком;

автоматическое отключение АВО при аварийной остановке КЦ, а также по дистанционной команде персонала;

выявление аварийных ситуаций в КЦ путем анализа информа­ ции отдатчиков и сигнализаторов, с аварийным автоматическим остановом ГПА и КЦ по скорости падения давления на входевыходе от ГПАи К Ц ;

vk354.com/club152685050Часть П. Объекты| vkи сооружения.com/id446425943подготовки и транспорта

• выявление отказов датчиков путем сравнения и анализа выход­ ных сигналов;

автоматическую защиту цеха с разгрузкой и выходом на «коль­ цо», а также автоматическую, аварийную остановку цеха в слу­ чаях, соответствующих нормативным требованиям;

дистанционное управление аварийной остановкой КЦ с выпус­ ком и без выпуска газа;

экстренный останов и отключение цеха (в случае отказа САУ (система автоматизированного управления) и в экстремаль­

ных условиях) с использованием блоков экстренного оста­ нова;

• дистанционное управление переключением кранов узла подклю­ чения, охранных кранов и межсистемных кранов-перемычек, обеспечивающих аварийную остановку и отключение КЦ от га­ зопровода;

дублирование цифровых каналов связи САУ с контроллером узла подключения;

дистанционное управление отдельными ГПА, а также исполни - тельными механизмами по команде оператора;

дистанционное управление вентсистемами в цеховом энергоблоке;

пуск пожарного насоса;

автоматическое включение аварийно-вытяжных вентиляторов в укрытиях ГПА при загазованности;

автоматический контроль исправности цепей управления и кон­ троль наличия напряжения в цепях питания исполнительных механизмов;

автоматический контроль исправности цепей технологических датчиков-сигнализаторов, а также датчиков положения испол­ нительных механизмов и соленоидов кранов;

автоматический контроль состояния цифровых каналов связи;

автоматический контроль напряжения в системе электропитания;

автоматический контроль загазованности;

отображение на экране ПЭВМ мнемосхем-видеограмм ГПА КЦ и отдельных технологических установок с отражением на них информации о режимах работы, состояния приводив, текущих значений и отклонений параметров от норм;

проверку команд управления на корректность с защитой от не­ правильных или ошибочных действий оператора;

оповещение персонала о невыполнении того или иного этапа реа­ лизации функций контроля управления и регулирования с рас­ шифровкой причины отказа;

vkГлава.com/club15268505010. Магистральные компрессорные| vk.com/id446425943станции 355

автоматический расчет параметров технологического процесса;

автоматическую обработку данных и параметров технологическо­ го процесса, управляющих команд, а также состояния оборудова­ ния и САУс организацией архива данных с заданной периодич­ ностью формирования объема массивов;

запрет на выполнение команд оператора при работе объекта в ав­ томатическом режиме, если они не предусмотрены алгоритма­ ми управления и регулирования;

работоспособность комплекса при отказах отдельных датчиков

иПЛК (программируемый локальный контроллер).

Всистеме предусмотрена иерархическая структура управления

срассредоточенными по уровням и в пределах уровня программируе­ мыми локальными контроллерами, исходя из фактического группи­ рования контролируемых объектов.

Система управления технологическим процессом обеспечивает че­ тыре уровня контроля и управления, в том числе:

станционный уровень;

цеховый уровень;

агрегатный уровень;

уровень технологического процесса.

10.4.7. Связь

На КС предусмотрена организация оперативно-технологической

иобщетехнологической связи в следующем составе:

автоматическая телефонная;

диспетчерская;

каналы связи для передачи данных АСУ ТП;

связь со службами специального назначения;

мобильная УКВ радиосвязь;

громкоговорящее речевое оповещение диспетчера КЦ;

оповещение о пожаре;

радиофикация.

РЕЗЮ М Е

Компрессорные станции предназначены для транспортирования газа от месторождений или подземных хранилищ до потребителя и располагаются по трассе газопровода в соответствии с гидравличе­ ским расчетом при соблюдении нормативных разрывов от границ КС До зданий и сооружений населенных пунктов, вахтенных поселков и Промышленных предприятий.

vk.com/club152685050356 Часть II. Объекты| vk.com/id446425943и сооружения подготовки и транспорта ...

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Каково назначение КС?

2.Назовите и охарактеризуйте основные технологические процес­ сы на КС.

3.Охарактеризуйте состав газоперекачивающих агрегатов.

4.Для чего нужна система охлаждения газа?

5.Охарактеризуйте назначение и состав системы пожаротушения КС.

6.Назовите и охарактеризуйте зоны генерального плана КС.

7.Назовите основные функциональные системы КС.

ЛИТЕРАТУРА

1 .А б ер к о вА ., Ильин Л . Монтаж оборудования компрессорных стан­ ций магистральных газопроводов: Справочное пособие. — М: Недра, 1989.

2. Б ер ези н В ., Б обри ц ки й Н ., Ш ап и ро В. Строительство и монтаж компрессорных и насосных станций. — М.: Недра, 1985.

3.Комплектно-блочное строительство объектов нефтяной и газо­ вой промышленности: Справочное пособие. — М.: Недра, 1986.

4.Л ап т ев АЛ . Методология организации управления проектами строительства наземных объектов магистральных трубопроводов. — Тюмень: Слово, 2003.

5.П еревощ иков СИ . Проектирование и эксплуатация компрессор­

ных станций: Учеб, пособие. — Тюмень, 1996.

6.Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учеб, для вузов/ А.М. Шаммазов, В.Н. Александров, А.И. Голь­ янов и др. — М.: Недра: Недра-Бизнесцентр, 2003.

7.Современные методы строительства компрессорных станций ма­ гистральных газопроводов / В.Ф. Крамской, Л.Г. Телегин, В.В. Ново­ селов и др. — М.: Недра, 1999.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВАП. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ

11.1.Конструктивные решения и основное оборудование ГРС

11.1.1.Принципиальная схема ГРС

11.1.2.Технологическая схема функционирования ГРС

11.1.3.Конструктивные особенности и оборудование блочных ГРС

11.2.Газорегуляторные пункты и установки

11.2.1.Принципиальная схема газорегуляторного пункта

11.2.2.Состав оборудования газорегуляторного пункта

11.2.3.Компоновочные решения газорегуляторных пунктов Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

11.1.КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ И ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГРС

11.1.1. Принципиальная схема ГРС

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для подачи газа потребителю в обусловленных количествах, с определенным дав­ лением, степенью очистки и одоризации. Общий вид сооружений и технологических комплексов ГРС приведен на рис. 11.1.1. В настоя­ щее время в основном применяются блочно-комплектные автомати­ зированные газораспределительные станции.

Блочно-комплектные автоматизированные ГРС (БК АГРС) ком­ плектуются и собираются на заводах и после испытаний в виде круп­ ных транспортабельных блоков, состоящих из оборудования, ограж­ дающих конструкций, систем управления и защиты, поставляются на строительные площадки. После установки блоков на проектные от­ метки, сборки внутренних соединительных трубопроводов, присое­ динения к внешним коммуникациям вводятся в эксплуатацию без разборки и ревизии.

Параметрический ряд БК АГРС включает в себя следующие типо­ размеры:

• на входное давление 5,6 МПа производительностью (тыс. м3/ч): 1; 3; 10; 40; 80; 40/80; 160; 80/80; 200; 40/160; 300; 100/20; 600; 40/40;

vk358.com/club152685050Часть П. Объекты| vkи .сооруженияcom/id446425943подготовки и транспорта

• на входное давление 7,5 МПа производительностью: 3; 5; 25; 40; 80; 40/40; 40/80; 100; 80/80.

[ Ц

1. БЛОК переключений

5.

4. Операторская

2. Блок редуцирования

Подземная емкость обора конденсата

3. Подогреваге/ъ газа

6.

Подземная емкость хранения одорага

7. Молниеприемник

Рис. 11.1.1. Общий вид газораспределительной станции

В табл. 11.1.1 приведены технические характеристики БКАГРС.

11.1.2. Технологическая схема функционирования ГРС

Т ехн ологи ческая схем а ф ун кц и он и рован и я Г Р С заключается в сле­ дующем: газ по входному газопроводу — отводу от магистрального газопровода поступает на ГРС в блок очистки. Далее он направляется в подогреватели. После подогревателей газ поступает на редуцирова­ ние (снижение давления) в редуцирующие клапаны (регуляторы дав­ ления).

Далее он поступает в расходомерные нитки для замера. На выходе из АГРС он одорируется. Установка для ввода одоранта в поток газа называется одоризатором. Применяют два типа одоризационных уста­

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

359

Глава 11Газораспределительные станции

 

новок — барботажные и капельные, которые обеспечивают подачу одоранта в газопровод в количествах, пропорциональных расходу газа.

Таблица 11.1.1

 

 

Производи­

 

Максимальная

Давление на

Трудозатраты

Продолжитель­

Тип,

Число масса блока /

входе и

на строй­

ность

п/п

марка ГРС

тельность,

блоков

общая масса

выходе/ МПа

площадке,

строительства,

 

тыс. м3/ч

 

ГРС,т

чел.-ч

дней

1

АГРС1

1

3

1,8/4,8

1—5,5/0,02;

246

10

0,03

2

АГРСЗ

3

5

2,7/9,4

1 ,2 -5 ,5 /0 ,3

700

15

L2____

3

АТС 10

10

5

3,4/15

1 ,2 -5 ,6 /0 ,3

820

17

12

4

ТС 10-150

10-150

5

авг.25

1,2— 6,4/0,Зт

250

12

0,6; 1,2

Примечание: в числителе — давление на входе, в знаменателе — на выходе.

Барботаж (от франц. barbotage — перемешивание), пропускание через жидкость газа или пара под давлением. Применяется в промыш­ ленности и лабораторной практике главным образом для перемеши­ вания жидкостей, нагревания их острым паром, поглощения газоили парообразных веществ растворителями.

Барботажный одоризатор работает по принципу насыщения час­ ти отведенного потока газа парами одоранта в барботажной камере. Капельный одоризатор служит для ввода одоранта в газопровод в ви­ де капель или тонкой струи.

Одорированный газ со сниженным давлением подается через рас­ пределительные сети коммунальных хозяйств в контрольно-распре­ делительные пункты (КРП), где его давление понижается еще раз, и поступает бытовым или промышленным потребителям.

Далее рассмотрим состав оборудования и конструктивные особен­ ности ГРС, по типам, приведенным в табл. 11.1.1.

П.1.3. Конструктивные особенности и оборудование блочных ГРС

АГРС 1. Газораспределительная станция состоит из трех блоков: блока отключающих устройств, блока подогревателя газа и блока ре­ дуцирования. Каждый блок монтируется на жесткой металлической раме. Оборудование блоков размещается в металлических шкафах. Две двустворчатые двери шкафа обеспечивают свободный доступ ко всем узлам и оборудованию управления АГРС.

В шкафу блока отключающих устройств расположены входной и выходной трубопроводы со смонтированными на них запорными кра­

vk.360com/club152685050ЧастьII. Объекты| vkи.сооруженияcom/id446425943подготовки итранспорта

нами, обводной линией с вентилями, предохранительными клапанами и фильтром. На торце блока установлен одоризатор газа. На входных концах трубопроводов установлены изолирующие фланцы.

Вверхней части шкафа блока подогревателя смонтированы основ­ ные узлы подогревателя: огневая камера, горелка, змеевик. Стенки огневой камеры футерованы огнеупорным кирпичом. В торцевой стенке огневой камеры находятся горелки инфракрасного излучения.

Взоне излучения горелок расположен змеевик, по которому про­ текает подогретый газ. Температура подогретого газа контролирует­ ся электроконтактным термометром. Газ на питание горелок с давле­ нием 0,013 МПа подается из блока редуцирования.

Блок редуцирования газа расположен в металлическом шкафу с тремя двустворчатыми дверями. В шкафу блока размещены две ре­ дуцирующие (регулирующие) нитки (два трубопровода), ротацион­ ный счетчик газа, сбросной клапан, щит с электроконтактными ма­ нометрами и щит автоматики защиты. На каждой редуцирующей нит­ ке смонтирован кран с пневмоприводом на входе, регулятор давления газа и кран с ручным приводом на выходе.

АГРС 3. Состоит из 5 блоков: редуцирования, переключения, одо­ ризации, сигнализации, подогрева. Назначение и конструктивное оформление блоков редуцирования, переключения и подогрева газа аналогичны блокам АГРС 1.

Блок сигнализации представляет собой строительную конструк­ цию — блок-бокс. Помещение блок-бокса позволяет обслуживать приборы сигнализации с заходом оператора внутрь блок-бокса.

В блоке редуцирования расположен узел защиты редуцирующих ниток и сети потребителя от недопустимого повышения выходного давления. В состав узла защиты входят:

щит, в котором размещены датчик номинального выходного дав­ ления и элементы логической схемы;

узлы управления пневмоприводными кранами редуцирующих ниток;

устройство конечных выключателей, осуществляющее контроль за полным переключением пневмоприводных кранов, а также отключающее пневмоприводы кранов высокого давления после их переключения. Конечные выключатели располагаются на пневмоприводных кранах.

Датчик номинального выходного давления настроен на срабаты­ вание при давлении 0,3; 1,2 МПа. Датчик низкого давления настроен на срабатывание при давлении газа на выходе из АГРС 3, равном 0,9 ^номинальное” Датчик выходного давления настроен на срабатывание

vkГлава.com/club15268505011Газораспределительные| vkстанции.com/id446425943 361

при давлении газа на выходе, равном 1,1 Рноминальное. При нормальной работе АГРС отклонение давления на выходе от номинального не дос­ тигает значения, на которое настроены датчики.

На выходах редуцирующих ниток расположены краны с ручным приводом, предназначенные для отключения редуцирующих ниток при ремонтах. Предохранительный клапан, установленный на выход­ ном коллекторе блока редуцирования, обеспечивает защиту обору­ дования, расположенного на стороне низкого давления, от возмож­ ного аварийного повышения давления при закрытых кранах блока переключения.

Замер газа осуществляется с помощью камерной диафрагмы, уста­ новленной на расходомерной нитке после блока редуцирования.

Одоризация газа в данной АГРС производится автоматически и пропорционально расходу газа, аналогично данному процессу в АГРС 1. Основой блока одоризации является универсальный одоризатор газа.

АГРС 3 оборудована дистанционной аварийной системой сигна­ лизации. Аварийная система сигнализации предназначена для кон­ троля за режимом работы основных узлов АГРС 3 и автоматической передачи в пункт обслуживания аварийно-предупредительного сиг­ нала при следующих нарушениях работы АГРС:

недопустимом увеличении или уменьшении давления газа на вы­ ходе АГРС;

уменьшении давления газа на входе ниже 1,2 МПа;

переключении редуцирующих ниток;

недопустимом увеличении или уменьшении температуры газа;

нарушении нормальной работы одоризатора;

отключении сети основного электропитания переменного тока

ипереходе на аварийное электропитание.

Контроль за режимом работы АГРС 3 осуществляется с помощью датчиков. Датчики кабельными линиями связаны с передающим бло­ ком устройства дистанционной аварийной сигнализации. В передаю­ щем блоке сигналы, поступающие от датчиков при нарушении нор­ мального режима работы АГРС 3, объединяются в общий нерасшиф­ рованный сигнал, который по линии связи передается в пункт обслуживания АГРС.

АГРС 10. Аналогично АГРС 3 состоит из блоков: редуцирования, переключения, одоризации, сигнализации, подогрева. Конструктив­ ное оформление блоков не отличается от оформления блоков АГРС 3. Как видно из табл. 11.1.1, АГРС 10 отличается большей производитель­ ностью и массой.

vk362.com/club152685050ЧастьII. Объекты| vkисооружения.com/id446425943подготовки итранспорт а

Технологические блоки АГРС 10 устанавливаются на фундаментах, конструкцию которых выбирают в зависимости от характеристики грунта и уровня грунтовых вод. На твердых и средних грунтах соору­ жают сборные фундаменты из железобетонных плит, а на болотистых — свайные. Для удобства обслуживания технологические блоки располагаются на площадке так, чтобы стороны блоков, на которые выходят элементы управления и настройки, были обращ ены к внутриплощадочному проезду.

ГРС 10-150, БК ГРС, шкафные АГРС. ГРС 10-150 состоит из следую­ щих блоков: редуцирования с помещением КИПиА, очистки, переклю­ чения, подогревателя газа. Блоки ГРС монтируются из унифицирован­ ных узлов. Разработано четыре типоразмера узлов входа и очистки газа; семь типоразмеров узлов редуцирования; пять типоразмеров узлов рас­ ходомерной нитки I потребителя; четыре типоразмера узлов расходо­ мерной нитки II потребителя. Из указанного числа узлов комплекту­ ются блоки ГРС производительностью от 10 до 150 тыс. м3/ч.

Блок переключения смонтирован на металлической раме. Он мо­ жет быть установлен на открытом воздухе или в помещении из лег­ ких панелей заводского изготовления. В состав блока входят:

входной и выходной газопроводы со смонтированными на них пневмокранами;

кран продувки входного газопровода;

предохранительные клапаны;

обводная линия ГРС с кранами;

установка одоризации газа;

расходомерные диафрагмы;

соединяющие трубопроводы; свеча;

импульсные трубопроводы;

изолирующие фланцы.

Блок очистки смонтирован также на металлической раме. В состав блока входят:

пылеуловители с коллекторами и подводящими трубопровода­ ми с установленными на них кранами;

узел сбора конденсата с емкостью или продувочный циклон (при

отсутствии конденсата), устанавливаемый у свечи; ~

• соединительные трубопроводы.

Блок редуцирования газа выполнен в двух вариантах: с размеще­ нием оборудования в помещении или на открытом воздухе.

Помещение КИПиА, входящее в состав блока редуцирования, представляет собой транспортабельное здание — блок-бокс заводско­ го изготовления. В нем размещаются:

vkГлава.com/club15268505011Газораспределительные| vkстанции.com/id446425943 363

оборудование системы КИПиА;

. АГВ-120;

электрощит;

оборудование системы сигнализации.

Блоки ГРС 10-150 устанавливаются на железобетонные опорные плиты, уложенные на щебеночную подготовку; соединительные тру­ бопроводы — на опорные фундаментные столбики из сборного же­ лезобетона.

Обслуживание ГРС надомное, двумя операторами, для которых со­ оружается двухквартирный жилой дом или выделяются две кварти­ ры в общем жилом доме, куда от ГРС выводится аварийная сигнали­ зация. Дом операторов располагается на расстоянии 300—600 м от ГРС.

Газораспределительные станции производительностью свыше 150 м3/ч (БК ГРС) состоят (в зависимости от производительности) из:

двух—четырех блок-контейнеров редуцирования;

блока очистки;

двух блоков отключения;

одоризационной установки;

блока сбора конденсата;

узла замерных диафрагм, узла свечи.

Для исключения гидратообразования при редуцировании газа пре­ дусматривается обогрев блок-контейнеров редуцирования. Блок очист­ ки устанавливается на металлической раме на открытом воздухе и включает в себя: два и более сухих циклонных пылеуловителя в зави­ симости от производительности ГРС, обвязочные трубопроводы и запорную арматуру. Блок переключения, устанавливаемый на откры­ том воздухе, состоит из регулирующей и запорной арматуры.

Для снабжения газом компрессорных станций, близлежащих жи­ лых поселков и других сравнительно небольших населенных пунктов может применяться шкафная ГРС производительностью 5—6 тыс. м3/ч при входном давлении 2,5—4 МПа. Станция состоит из двух блоков: блока редуцирования и замера газа и блока отключающих устройств.

Блок редуцирования и замера газа размещается в отапливаемом металлическом шкафу. На глухой торцевой стенке шкафа подвеши­ вается шкаф с регуляторами давления. Блок отключающих устройств располагается на открытой площадке. Оба блока монтируются на железобетонных плитах и устанавливаются на площадке со щебеноч­ ной подготовкой. Блоки поступают на площадку укомплектованными КИП, трубными разводками, осушителями газа, питающего КИП, на­ гревательными приборами.

vk3.6com/club1526850504 Часть II. Объекты| vkисооружения.com/id446425943подготовки итранспорта

При необходимости такие ГРС могут использоваться попарно, при этом их производительность составит 15—18 тыс. м3/ч.

11.2. ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫ Е ПУНКТЫ И УСТАНОВКИ

11.2.1. Принципиальная схема газорегуляторного пункта Газорегуляторные пункты предназначены для снижения давления

газа, поступающего к потребителю, до необходимого и автоматиче­ ского его поддержания постоянным независимо от расхода газа и ко­ лебания его давления до ГРП. Принципиальная схема ГРП приведена на рис. 11.2.1. Кроме того, на ГРП осуществляют очистку газа от меха­ нических примесей, контроль за входным и выходным давлением и температурой, учет расхода (в случае отсутствия специального пунк­ та измерения расхода), предохранение от возможного повышения или понижения давления газа в контролируемой точке газопровода сверх допустимых пределов.

В зависимости от входного давления различают ГРП среднего (свы­ ше 0,005 до 0,3 МПа) давления и высокого (от 0,3 до 1,2 МПа) давле­ ния. По назначению ГРП могут быть общегородскими, районными, квартальными и объектовыми.

11.2.2. Состав оборудования газорегуляторного пункта В соответствии с назначением в состав ГРП входят следующие эле­

менты:

регулятор давления (РД), понижающий давление газа и поддер­ живающий его на заданном уровне;

предохранительное запорное устройство (ПЗУ), прекращающее подачу газа при повышении или понижении его давления после регулятора сверх заданного;

фильтр для очистки газа от механических примесей;

контрольно-измерительные приборы (КИП) для измерения давле­ ния (манометры), перепададавления на фильтре (дифманометры), учета расхода газа (расходомеры), температуры газа (термометры);

• импульсный и сбросной трубопроводы;

^

запорные устройства (задвижки, краны);

обводной газопровод (байпас) для снабжения газом потребите­ лей в период ревизии оборудования и ремонта. На байпасе пре­ дусматривается монтаж последовательно двух отключающих устройств. Для ГРП с входным давлением более 0,6 МПа и про­ пускной способностью более 5000 куб. м вместо байпаса допол­ нительно монтируется резервная нитка.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3 6 5

Глава И- Газораспределительные станции

РАЗРЕЗ 1— 1

Рис. 11.2.1. Принципиальная схема ГРП: 1 фильтр газовый; 2,3 регулят оры давления; 4 клапан предохранительный сбросный;

5 — клапан запорно-предохранительный; 6 — клапан предохрани­ тельный П П ; 7 газовый отопительный аппарат АОГВ

При компоновке оборудования ГРП обеспечивается возможностьдос­ тупа к оборудованию для монтажа, обслуживания и ремонта. Расстоя­ ние между параллельными рядами оборудования в свету должно быть не менее 0,4м; ширина основного проходав помещении ГРП и со стороны обслуживания ГРУ — не менее 0,8 м. При размещении оборудования на высоте более 1,5 м устраиваются площадки с лестницами.

В ГРП предусматриваются продувочные и сбросные трубопроводы, которые выводятся наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеяния газа, но не менее чем на 1 м выше карниза зда­ ния. Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть не менее 20 мм; диаметр сбросного, отводящего газ от ПСК (предохра­ нительно-сбросной клапан), равен условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм. Продувочные и сбросные тру­ бопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах

vk366.com/club152685050Часть П. Объекты| vkисооружения.com/id446425943подготовки итранспорта

трубопроводов предусматриваются устройства, исключающие попа­ дание в них атмосферных осадков.

11.2.3. Компоновочные решения газорегуляторных пунктов

В зависимости от назначения и технической целесообразности ГРП размещаются:

в отдельно стоящих зданиях, как правило, в блок-боксах;

в пристройках к зданиям;

встраиваются в одноэтажные производственные здания или ко­ тельные;

в шкафах на наружных стенах газифицируемых зданий или на отдельно стоящих опорах из негорючих материалов;

на покрытиях газифицируемых производственных зданий I и И сте­ пени огнестойкости с негорючим утеплителем;

на открытых огражденных площадках под навесом на террито­ рии промышленных предприятий, если климатические условия позволяют обеспечить нормальную работу технологического оборудования и приборов КИПиА.

Устанавливать ГРП в подвальных и цокольных помещениях зданий любого назначения, а также встраивать и пристраивать к жилым и об­ щественным зданиям не допускается.

Для обеспечения нормальной работы регулирующего оборудования и приборов КИПиА внутри помещений ГРП должна быть положитель­ ная температура. Отопление ГРП может быть водяным или паровым как от центрального источника тепла, так и от индивидуальной отопи­ тельной установки. При устройстве в ГРП местного отопления отопи­ тельная установка размещается в изолированном помещении, имею­ щем самостоятельный выход и отделенном от технологического, а так­ же от других помещ ений ГРП глухими газонепроницаемыми и противопожарными стенами. Помещение ГРП оборудуется постоян­ но действующей вентиляцией, обеспечивающей 3-кратный воздухо­ обмен в час, электроосвещением, молниезащитой и заземляющим устрой­ ством.

По числу линий регулирования давления различаютдве группы ГРП1

1-я группа — одна линия регулирования с одним регулятором дав­ ления (одноступенчатое регулирование) или с двумя последова­ тельно расположенными регуляторами давления (двухступенча­ тое регулирование);

2-я группа — две параллельно расположенные линии регулиро­ вания с одним регулятором давления на каждой линии. Эта груп­ па подразделяется на две подгруппы:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

367

Глава 11. Газораспределительные станции

—две линии регулирования с одним регулятором давления на каж­ дой линии, но с одним выходным газопроводом из ГРП. Однали­ ния является резервной для подачи газа одному потребителю;

две линии регулирования с одним регулятором давления на каждой линии для подачи газа двум потребителям.

РЕЗЮМЕ

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для подачи газа потребителю в обусловленных количествах, с определенным дав­ лением, степенью очистки и одоризации.

Газорегуляторные пункты предназначены для снижения давления газа, поступающего к потребителю, до необходимого и автоматиче­ ского его поддержания постоянным независимо от расхода газа и ко­ лебания его давления до ГРП.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.В чем состоит различие ГРС и ГРП?

2.Какие технологические операции производятся на ГРС?

3.Охарактеризуйте технологическую схему ГРС.

4.Какие технологические операции производятся на ГРП?

5.Назовите основные технологические элементы ГРП.

ЛИТЕРАТУРА

1. Газонаполнительные и газораспределительные станции: Учеб,

пособие / Л.Я. Федорова, Г.Г. Васильев, Ю.Д. Земенков и др. — Тю­ мень: Вектор Бук, 2003.

2.Газораспределительные станции: Учеб, пособие для спец. 0907.01

/Ю.Д. Земенков, Л.Я. Федорова, Е.О. Антонова. — Тюмень: Тюмен. гос. нефтегаз, ун-т, 1999.

3.Д ан илов А Л . Автоматизированные газораспределительные стан­ ции. АГРС: Справ. — C-Пб.: Химиздат, 2004.

4.Сооружение и реконструкция распределительных систем газо­ снабжения: Учеб, пособие /С .А Горелов, Ю.А Горяйнов, Г.Г. Васильев идр. — М.: Недра, 2002.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВАМ ОБЪЕКТЫ И СООРУЖЕНИЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ К ТРАНСПОРТУ

12.1. Основные сооружения и технологическое оборудование систем сбора и подготовки продукции нефтяных скважин

12.1.1.Конструктивные особенности различных систем сбора нефти

12.1.2.Технологический комплекс системы промыслового сбора, подготовки и учета продукции скважин

12.2.Центральные пункты сбора нефти

12.2.1.Основные характеристики ЦПС

12.2.2.Генеральный план ЦПС

12.2.3.Технологический комплекс сооружений ЦПС

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

12.1. О С Н О В Н Ы Е С О О Р У Ж Е Н И Я И Т Е Х Н О Л О Г И Ч Е С К О Е

ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ

ПРО Д У КЦ И И Н Е Ф Т Я Н Ы Х С К В А Ж И Н

12.1.1.Конструктивные особенности различных систем сбора

нефти

В главе 1 п. 2.3 описаны технологические особенности различных систем сбора продукции нефтяных скважин. С конструктивной точ­ ки зрения системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторож­ дениях называется совокупность трубопроводов и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и достав­ ки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Продукция нефтяных скважин, представляющая собой смесь неф ­ ти, газа, воды и различных примесей, является сырьем. Для получе­ ния товарных продуктов (нефти и нефтяного газа) необходимо собрать продукцию всех скважин, рассредоточенных по площади нефтяного месторождения, разделить нефть и газ, удалить воду и побочные при­ меси.

Универе альной системы сбора нефти, газа и воды, приемлемой для использования на любом нефтяном месторождении, не сущест­ вует, поскольку каждое месторождение имеет свои особенности, свя­ занные с природно-климатическими условиями, размещением сква­

vkГлава.com/club15268505012. Объекты исооружения|сборvk.аcom/id446425943иподготовки нефти к транспорту 369

жин, способами, объемами добычи и физико-химическими свойства­ ми нефти, газа и воды. Однако оборудование и сооружения любой системы сбора нефти, газа и воды должны обеспечить возможность:

измерять продукцию (дебит) каждой скважины (в отдельных слу­ чаях группы скважин участка месторождения);

транспортировать продукцию скважин за счет энергии пласта или давления, создаваемого скважинными насосами, до пунктов подготовки нефти, газа и воды (при недостаточном давлении на устье скважин продукцию скважин доставляют на пункты под­ готовки с использованием насосов и компрессоров на промежу­ точных сборных пунктах);

отделить газ от нефти и транспортировать газ до пункта его под­ готовки или до потребителей;

отделять от продукции скважин свободную воду (при добыче высокообводненной нефти);

раздельно собирать и транспортировать продукцию скважин, существенно отличающуюся по обводненности, физико-хими­ ческим свойствам (например по содержанию сероводорода и других агрессивных компонентов), давлению, если смешение разносортной продукции нецелесообразно по технико-экономи­ ческим соображениям;

подогревать продукцию скважин в случае невозможности ее сбо­ ра и транспортирования при обычных температурах.

Примерный состав сооружений магистрального трубопровода при­ веден в главе 3 п. 3.2 (рис. 3.2.2). Принципиальные технологические схемы различных систем сбора нефти представлены в главе 2 п. 2.3 (рис. 2.3.13-2.3.15).

Рассмотрим далее современные системы с точки зрения их конст­ руктивных особенностей, состава и компоновки сооружений и обо­ рудования.

Начнем с ранее широко распространенной, а теперь существую­ щей только на старых промыслах самотечной системы, основанной на принципе индивидуального разделения (сепарации) продукции каждой скважины. Принципиальная технологическая схема самотеч­ ной системы приведена на рис. 2.3.13, а принципиальная схема соору­ ж е н и й —нарис. 12.1.1.

Наибольшее распространение получила напорная герметизирован­ ная система сбора нефти и газа (рис. 12.1.2) и высоконапорная герме­ тизированная система сбора нефти и газа (рис. 12.1.3). Принципиаль­ но новым и главным в этих системах является способ транспортиро­ вания газонасыщенной нефти.

vk370.com/club152685050Часть IL Объекты| vkи сооружения.com/id446425943подготовки и транспорта ...

Р и с 1 2 Л Л П ринципиальная схем а

сооруж ений сам от ечной сист емы

с б о р а н еф т и и га за : 1 — и н д и ви д уа л ьн а я се п а р а ц и о н н о -за м ер н а я

уст ан овк а ;

2 — ф о н т а н н ы е с к в а ж и н ы и скваж ины , об о р уд о ва н н ы е

насосам и ;

3 — гр уп п о ва я сеп а р а ц и о н н о -за м ер н а я уст а н о вк а ; 4

к о м п р е с с о р н а я у с т а н о в к а ; 5 — с б о р н ы й п ун к т ; 6 с б р о с в о д ы в п о гл о щ а ю щ и е скваж ины; 7 т оварны й п арк и уст ан овка ком плекс­ ной п одгот овки неф т и; 8 — газоп роводы ; 9 — н еф т еп роводы

Р и с 1 2 1 .2 П р и н ц и п и ал ь н ая схема сооружений напорной герметизированной сист емы сбора неф т и и газа (разработ чик — Гипровостокнефть): 1 — групповая замерная установка; 2 — участковая сепарационная установка; 3 уч аст к овая сепарационно-дож им ная уст ан овка; 4 — к о н ц е в ы е

сепарационные установки на центральном сборном пункте

vkГлава.com/club15268505012. Объекты и сооружения|сбораvk.com/id446425943и подготовки нефти к транспорту 371

По напорной системе продукция скважин поступает на групповые замерные установки, на которых периодически замеряют только де­ биты скважин. Далее нефтегазовая смесь по одной трубе поступает на участковые сепарационные установки, где осуществляется первая ступень сепарации. Давление в сепараторах первой ступени прини­ мается из условия бескомпрессорного транспорта выделяющегося газа на газоперерабатывающий завод или другим потребителям.

¥ш .Х1А.Ъ.Принципиалънаясхемасооруж енийвысоконапорнойсист емы

сбора нефти и

газа (разработ чик Грозненский нефтяной

институт): 1 —

централизованная сепарационная установка; 2 —

выкидныелинииот скваж ин; 3 —уст ановка первой ступени сепарации; 4 — холодильная уст ановка; 5 — сепарат ор после холодильной уст ановки; 6 —компрессор; 7—уст ановкавт оройст упенисепарации; 8—центральный пункт сбора и подгот овки нефти, газа и воды ( Ц П С);

9 — сборник товарной нефти; 1 0 — нефт еперекачивающ ая станция; У П Н —уст ановка подготовки нефти; У П В —уст ановка подготовки воды; КНС — кустовая нефтеперекачивающая станция; ГП З — газопере-рабат ываю щ ий завод

После отделения части газа в сепараторах первой ступени нефть с оставшимся в ней растворенным газом транспортируется под дав­ лением в сепараторах или насосами до центрального пункта сбора, где осуществляются вторая и третья ступени сепарации. Отсепарированный газ подается на газоперерабатывающий завод, а нефть — на тех­ нологические установки для дальнейшей ее подготовки.

12.1.2. Технологический комплекс системы промыслового сбора, подготовки и учета продукции скважин

Технологический комплекс системы промыслового сбора, подго­ товки и учета продукции скважин приведен на рис. 12.1.4.

Сооружения, располагаемые на месторождениях и центральных пунктах сбора (ЦПС) продукции скважин, образуют технологический комплекс, который включает в себя следующие сооружения:

372

Часть II. Объекты и сооружения подготовки и транспорта ...

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

 

 

 

 

 

 

 

3

С

0> ^>3

*

I

 

I

 

 

г-

5?

Z

е

о

v

I

^

 

 

Е $ £ £ a:

 

-- ^

 

 

Н

8

 

Н

Т

 

* ^'

 

4I

 

 

I

L -

I 1

S

 

l §

 

 

Е в ^ ц о

з

>. *

Й

 

 

CL Сй

»

a

s-

i

 

4r,*

 

 

 

 

* а з

 

> 8 | f c i S . O ^

 

3 &

 

*

. ? ' = ?

 

 

 

 

 

O

С

 

I*

 

 

 

 

 

§

г

5

* 8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3: l l s

 

 

i S |Mf i ? i

 

 

 

 

£

£

U

I

Ln

G

U j

 

 

 

 

§ ° g . ' T r f .

C LQ

 

 

 

 

 

I

c

l

1

I

&!*

I

 

 

G.

 

 

<3 Vi

 

s g

r a

 

i -

 

J

o

 

art 7 p

 

 

uj

 

S.g *

* ^ c '§§t-

 

§

* * • ? !

I

 

e 1

 

 

1 s

I

I

I

 

й -

 

! § <

* “

 

3 <

 

* -3

 

 

 

G

О

 

 

 

 

IО 3(£|

О

'

 

-S

«tj

 

 

 

 

^ О

 

S ^ *

 

& э - 7 ё

 

 

>=J

 

& § > £ §

 

 

 

 

'О Qj 5

S-

 

 

* o

 

s

 

 

 

з

c:

 

 

 

 

^

с з

с

 

 

 

 

 

 

 

&

£ . *

*

&

?

« 1

 

 

 

 

 

g i

 

 

 

<b

CQ5

^t-i з

 

fc

 

SU LJ

c

* . *

 

T-

'e* ^O §

3 ^ о

gaggsga:3 3 !

§. § c; ? 5< ^&s2

О г» n ^

. S h ‘

f | * a s. : §

~ 1 о S

и

. I

S t

2 ~ *

s c

J 8 *

§

| ' э

g §

g

5

I

a

p

. * S

?

.

P

3

1

=

i

I T

?

a

i

x

? ?

t I

*

a

*

з

5

i r -

в

^

о

»

«

s

 

‘ 0

§

g

g

^

g

 

i

• • S S 5 S i i =

£

°

§

§

IS J

£

-

J

y

I

p

g

О

ft,

a:

*

i

g

o

i

g

g

I

3

i

; 5 |G

C

^ 5 ^ 0

1 2 - * S * ! ; § . > > "

 

£ Г S.I

g *

3.3

 

V 4J

 

 

't 5

 

 

5- 'COi: ^

 

 

 

>ч ОС I

s a ;

 

vkГлава.com/club15268505012. Объекты и сооружения сбора| vk.иcom/id446425943подготовки нефти к транспорту 373

на месторождениях:

выкидные линии;

замерные установки;

устьевые подогреватели (при необходимости);

сепараторы первой ступени сепарации;

узлы предварительного обезвоживания;

блоки учета продукции скважин;

дожимные нефтеперекачивающие станции;

дозаторы ингибитора коррозии;

путевые подогреватели; наЦПС:

сепарационные блоки первой и последующих ступеней сепара­ ции нефти;

блоки предварительного обезвоживания;

блоки нагрева;

блоки подготовки нефти, воды и газа;

вспомогательные сооружения;

инженерные коммуникации.

ЦПС рассмотрены в п. 12.2. В настоящем разделе дадим характе­ ристику основным сооружениям и оборудованию на месторождении в системе сбора и подготовки.

Дожимные нефтеперекачивающие станции (ЦНС) прим еняю тся при обустройстве месторождений тогда, когда пластовой энергии не хватаетдля транспорта продукции скважин до ЦПС. Надожимных неф­ теперекачивающих станциях производится первая ступень сепарации нефти от газа в целях дальнейшего разделения транспорта жидкости центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В настоя­ щее время применяются блочные ДНС заводского изготовления.

Замерное оборудование. В зависимости от конкретных условий ддя замера дебитов скважин в системе сбора нефти и газа применя­ ются различные автоматизированные замерные установки: ЗУГ — за­ мерная установка групповая, АТУ — автоматизированная групповая установка, АГЗУ — автоматизированная групповая замерная установ­ ка, блочные автоматизированные замерные установки типа «Спут­ ник» и пр. Технические характеристики групповых замерных уста­ новок приведены в табл. 12.1.1

Все эти установки обеспечивают автоматическое переключение скважин на замер, автоматическое измерение дебита, контроль за работой скважин по поступлению продукции, а также автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки. Принцип Действия групповых замерных установок аналогичен. Установки

vk374.com/club152685050Часть II. Объекты| vkи сооружения.com/id446425943подготовки и транспорта ...

различаются по рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным измеряемым дебитам скважин. Наибольшее распро­ странение получили блочные автоматизированные замерные установки типа «Спутник», главная отличительная особенность которых — блочное исполнение и комплектная поставка.

Таблица 12.1.1

Технические характеристики групповых замерных установок

Тип и модификация

Рабочее

Число подключаемых

Максимальный измеряемый дебит

установки

давление, МПа

скважин

одной скважины, т/суг.

ЗУГ-1

1

До 14

250

ЗУГ-2

м

До 14

400

ЗУГ-5

До 14

400

2; 2,5; 4

АГУ-3

2,5

До 12

250

АГЗУ-1

1

Д об

400

СпутникА16-14-400

1j6

До 14

400

Спугни кА40-14-400

4

До 14

400

Спутник А25-10-1500

2,5

До 10

1500

Спутник А25-14-1500

2,5

До 14

1500

Спутник Б40-14-500

4

До 14

500

Спутник Б40-25-400

4

До 24

400

Сепарационные установки в технологической системе сбора нефти и газа обеспечивают разделение продукции на газовую и жидкую фазы, измерение количества жидкости и газа, бескомпрессорную подачу газа на газоперерабатывающий завод или другим потребителям, а также подачу нефти с оставшимся в ней растворенным газом поддавлением установки или насоса на центральный пункт подготовки нефти, газа и воды.

Основные технологические процессы сепарации и принципиаль­ ные схемы сепараторов приведены в главе 2 п. 2.3.

Применяемые нефтегазовые сепараторы, как правило, выполня­ ются в блочном исполнении и их можно классифицировать по сле­ дующим основным признакам:

расположению основных элементов — на вертикальные и гори­ зонтальные;

конструктивному исполнению — на одноемкостные (все секции заключены в одной емкости) и двухъемкостные (секции разме­

щены в двух емкостях, расположенных одна под другой;

• технологическому назначению — на двухфазные (разделяют продукцию скважин на жидкую и газовую фазы), трехфазные — разделяют поток на нефть, газ и воду.

Для окончательной сепарации нефти, поступающей на централь­ ный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды и для предваритель­ ного сброса пластовой воды применяются концевые совмещенные

vkГлава.com/club15268505012. Объекты и сооружения сбора| vk.иcom/id446425943подготовки нефти к транспорту 375

сепарационные установки КССУ (рис. 12.1.5). Пропускная способность этих установок по нефти составляет 1000, 2000 и 5000 м3/сут.

Нефтегазоводяная смесь поступает на установку через приемный пат­ рубок (6) и попадает в раздаточный коллектор (5), в котором имеются от­ верстия, пропускающие одинаковое количество жидкости за счет уве­ личения их диаметра по длине коллектора. Из этих отверстий нефтега­ зоводяная смесь с большой скоростью поднимается через водяную подушку, в которую в необходимых случаях добавляют поверхностно­ активные вещества (ПАВ). Происходит разделение смеси на нефть, газ и воду, которые по отдельным линиям (2,11 и 12) отводятся из сепаратора.

Рис. 12.1.5. Схема концевой совмещенной сепарационной установки (КССУ): 1 корпус сепарат ора; 2 — газоот водящ ий коллект ор; 3 — регулятор давления «до себя»; 4 — люк; 5 — распределит ельный коллектор; 6 — ввод жидкости; 7,3 исполнит ельны е механизмы соот вет ст венно для сброса воды и неф т и; 9 поплавок; 10 двухф азный поплавок «вода— нефть»; 11, 12 — дренаж ные лалцц

соот вет ст венно для нефти и воды

12.2. ЦЕНТРАЛЬНЫЕ ПУНКТЫ СБОРА НЕФ ТИ

12.2.1. Основные характеристики ЦПС Центральные пункты сбора нефти являются заключительным зве­

ном в каждой системе сбора нефти и газа. В каждом нефтедобываю­ щем районе, как правило, располагается один пункт сбора и подготов­

vk3.com/club1526850507 6 Часть II. Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и транспорта ...

ки нефти, газа и воды. При соответствующем технико-экономическом обосновании возможна организация двух и более центральных пунктов при наличии нескольких направлений магистрального транспорта или больших месторождений.

Система подготовки нефти на ЦПС включает в себя комплекс тех­ нологического оборудования и сооружений, предназначенных для получения товарной нефти, ее учета и дальнейшего транспорта, для очистки сточных вод, первичной подготовки газа концевых ступеней сепарации к транспорту.

Как правило, центральные пункты сбора размещают на базовом месторождении, добыча на котором составляет 40% и более общей добычи района в период его максимального развития, независимо от направления магистрального транспорта нефти. При отсутст­ вии в районе базового месторождения ЦПС размещают на место­ рождении, ближайшем к начальной точке магистрального нефте­ провода.

12.2.2. Генеральный план ЦПС

Генеральный план ЦПС приведен на рис. 12.2.1.

12.2.3. Технологический комплекс сооружений ЦПС

В состав ЦПС входят объекты производственного и вспомогатель­ ного назначения. Технологический комплекс объектов состоит из трех основных подкомплексов:

подготовки и транспорта нефти;

подготовки воды;

подготовки газа.

Технологические процессы промысловой подготовки подробно описаны в главе 2 п. 2.3.

В состав вспомогательных сооружений, предназначенных для об­ служивания технологических объектов ЦПС, входят:

административно-бытовой корпус с узлом связи;

пожарное депо;

• лаборатория со складом проб;

»

котельная;

сооружения производственного и противопожарного водоснаб­ жения, резервуары для хранения противопожарного запаса воды, противопожарный водоем, блок-боксы противопожарной на­

сосной станции.

Для ЦПС разработана полная номенклатура необходимых блоков технологического назначения, определена номенклатура необходимых

vkfaaBCt.com/club15268505012. Объекты и сооружения сбора| vkи.подготовки,com/id446425943нефти к транспорту 377

т ехнологической

аппарат уры

(каплеобразоват елей,

т еплообменников,

от ст ойников,

элект рогидрат ов;

9 — площ адка

коалесцирую щ их

ф ильт ров-от ст ойников; 10—

блок

очист ки

бы т овы х ст оков;

11

насосная ст анция перекачки пласт овой воды ;

12 —

блок управления

и

сигнализации Б У С -10; 13 — площ адка ем кост и

буф ера -дегазат ора;

14

блок -бокс дозирования ингибит ора коррозии; 1 5 — блок очист ки бы т овы х ст оков с насосной подкачкой; 16 — насосная ст анция перекачки пресной

воды ; 1 7 — площ адка

ем кост и пресной воды ;

19 — площ адка печей для

сж игания ш лама; 2 0 ш ламовая площ адка;

21 площ адка

очистных

сооруж ений дож девы х пром ст оков; 2 2 площ адка ем кост и

пласт овой

воды ; 2 3 — насосная

ст анция перекачки

нефт и и воды ; 24 — площ адка

сепарат оров первой

ст упени; 2 5 —

площ адка т ехнологической

аппарат урьг, 2 6 — блочно-ком плект ная газовая

ком прессорная; 2 7 — блок

П Д п - Ц Р и ; 2 8 — узел учет а т оварной неф т и;

2 9 — блок компрессорной

воздуш ной; 3 0 — блок реагент н ого хозяйст ва; Зона вспом огат ельны х сооруж ений: 4; 3 9 — прот ивопож арны й водоем ; 31 — насосная ст анция над арт скваж иной; 32 — блок кот ельной; 3 3 — блок лаборат ории со складом проб; 3 4 — блок -бокс водот уш ения; 3 5 — блок -бокс пенот уш ения; 36 — блок пож арного депо; 3 7 — адм инист рат ивно-бы т овой блок с узлом связи; 3 8 — резервуары для хранения прот ивопож арного запаса воды ; Зона резервуарн ого парка: 8 — площ адка узл а управления резервуарам и ; 18 — р езервуары

vk378.com/club152685050Часть II. Объекты| vkи сооружения.com/id446425943подготовки и транспорта ...

изделий вспомогательного и общего назначения. Наиболее харак­ терным по производительности для ЦПС является диапазон от 1 до 9 млн. т/год нефти, а именно 1,3,6и9 млнт/год. Существуютдва основ­ ных варианта схем ЦПС:

транспорт нефти через сооружения установки подготовки неф­ ти (УПН) за счет энергии пласта или установок механизирован­ ной добычи;

транспорт нефти через УПН с применением сырьевых насосов. Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации неф ­

ти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена в гла­ ве 2 на рис. 2.3.19.

Основные показатели генпланов ЦПС представлены в табл. 12.2.1. Таблица 12.2.1

Основные показатели генпланов ЦПС

 

 

 

Производительность ЦПС

 

 

П оказатели

0=1 м лнт/год

0 = 3 млн т/год

0= 6 млн т/год

0 = 9 мт т/го д

 

базовый

вариант

базовый

вариант базовый вариант

б азовы й

вариант

 

вариант

БКУ

вариант

БКУ

вариант

БКУ

вариант

БКУ

Площ адь генплана, га

14

6

14,5

7,1

18

9

24

12

Средняя

 

 

 

 

 

 

 

 

продолж ительность

13

9

18

12

22

14

27

18

строительства, мес.

 

 

 

 

 

 

 

 

П ротяженность

14

12,6

28

21,5

40,2

26,8

55,3

38,4

ком м уникаций, км

 

 

 

 

 

 

 

 

Трудозатраты на

 

 

 

 

 

 

 

 

строительство,

75 000

19 000

105 000

49000

170000

75000

201 000

130000

чел.-дней

 

 

 

 

 

 

 

 

РЕЗЮ МЕ

С конструктивной точки зрения системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях называется совокупность трубопрово­ дов и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Центральные пункты сбора нефти являются заключительным зве­ ном в каждой системе сбора нефти и газа. В каждом нефтедобываю­ щем районе, как правило, располагается один пункт сбора и подго­ товки нефти, газа и воды.

vkГлава.com/club15268505012. Объекты и сооружения сбора| vkи.com/id446425943подготовки нефти к транспорту 379

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1. Охарактеризуйте основное назначение систем сбора и подготов­ ки нефти.

2.Назовите и охарактеризуйте основные системы сбора нефти.

3.Назовите и охарактеризуйте состав технологических комплек­ сов системы сбора и подготовки нефти на промыслах.

4.Каково основное предназначение дожимных нефтеперекачи­ вающих станций?

5.Для чего производится сепарирование продукции скважин?

6.Какие объекты и технологические комплексы входят в состав

цпс?

ЛИТЕРАТУРА

1. И ш м урзин А Л . Процессы и оборудование системы сбора и под­ готовки нефти, газа и воды: Учеб, пособие / А А Ишмурзин, Р А Хра­ мов. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.

2. К о р ш а кА Л . Основы нефтегазового дела. Проектирование, со­ оружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Учеб, пособие / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. — 2-е изд. — Уфа, 2000.

3. Л а п т ев А Л . Методология организации управления проектами строительства наземных объектов магистральных трубопроводов. — Тюмень: Слово, 2003.

4.Основы нефтегазового дела: Учебник /А .А Коршак, А.М. Шам­ мазов. — 2 изд., доп. и испр. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

5.Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: Учеб, посо­

бие / М М . Карибов, О.А Гумеров. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.

6. Тронов В .П . Промысловая подготовка нефти. — Казань: Фэн,

2000.

7.Трубопроводный транспорт нефти / Под общ. ред. СМ . Вайн­ штока. — Т. 1. —2002.

8.Трубопроводный транспорт нефти / С М . Вайншток, В.В. Ново­ селов, А.Д. Прохоров и др. Т. 2. — М., 2004.

vk.ГЛАВАcom/club15268505013. НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ| vk.com/id446425943СТАНЦИИ

13.1.Основное технологическое оборудование и сооружения НПС

13.1.1.Основные типы нефтеперекачивающих станций

13.1.2.Основные технологические процессы на НПС

13.1.3.Состав объектов и сооружений НПС

13.1.4.Насосные агрегаты и сопутствующее оборудование

13.1.5.Дизельная резервная электростанция

13.2.Конструктивные решения НПС

13.2.1.Архитекта>но-планировочныерешения НПС

13.2.2.Теплоснабжение

13.2.3.Вентиляция

13.2.4.Водоснабжение и пожаротушение

13.2.5.Канализация

13.2.6.Электроснабжение

13.2.7.Автоматизация

13.2.8.Связь и сигнализация

13.2.9.Электрохимическая защита от коррозии

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

1 3 .1 . О С Н О В Н О Е ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СООРУЖЕНИЯ НПС

13.1.1. Основные типы нефтеперекачивающих станций Нефтеперекачиваю щ ие станции предназначены для транспор­

тирования нефти от месторождений до потребителя. НПС магист­ ральных нефтепроводов разделяются на головные и промежуточ­ ные.

Головные НПС предназначены для приема нефти с установок по ее подготовке, замера и перекачки ее из резервуаров в магистраль­ ный трубопровод.

Принципиальная технологическая схема головной НПС приведенанарис. 13.1.1.

Она включает в себя подпорную насосную (1), площадку фильтров и счетчиков (2), магистральную насосную (3), площадку регуляторов дав­ ления (4), площадку пуска скребков (5) и резервуарный парк (6). Нефть с промысла направляется на площадку (2), где сначала очищается в фильт­ рах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за ее

Глава 13. Нефтеперекачивающие станции

381

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

Рис. 13.1.1. Т ех н о л о ги ч е ск а я сх ем а го л о в н о й н е ф т е п е р е к а ч и в а ю щ е й ст а н ц и и : 1 п о д п о р н а я н а с о сн а я ; 2 п, \о щ а д к а ф и л ьт р о в и с ч е т ­ ч и к о в ; 3 о с н о в н а я н а с о сн а я ; 4 п л о щ а д к а р е гу л я т о р о в ; 5 п л о щ а д к а п у с к а с к р е б к о в ; 6 р е зе р в у а р н ы й п а р к

количеством. Далее она направляется в резервуарный парк (6), где произ­ водится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используются подпорная (1) и магастральная (3) насосные. По пути нефть проходитчерез площадку фильтров и счетчиков (2) с целью оперативного учета, а также

vk382.com/club152685050Часть П. Объекты| vkисооружения.com/id446425943подготовки итранспорта...

площадку регуляторов давления (4) с целью установления в магистраль­ ном нефтепроводе требуемого расхода. Площадка (5) служитдля запуска в нефтепровод очистных устройств —скребков.

Промежуточные НПС предназначены для повышения давления перекачиваемой нефти в магистральном трубопроводе. Промежуточ­ ные НПС размещают по трассе нефтепровода в соответствии с гид­ равлическим расчетом через 50—200 км. Технологическая схема про­ межуточной НПС приведена на рис. 13.1.2.

Рис. 13.1.2. Технологическая схема промеж уточной перекачивающей

станции: 1 — основная насосная; 2 — помещение с регулирующ ими клапанами; 3 — уст ройст во приема и пуска скребка; 4 — площадка с фильтрами-грязеуловит елями

Для обеспечения достаточно надежного уровня синхронной работы смежных НПС магистральные трубопроводы разбивают на эксплуа­ тационные участки, среднюю длину которых принимают в пределах 400—500 км. Расстояния между НПС определяются гидравлическим расчетом в зависимости от рабочего давления и пропускной способно­ сти нефтепровода при соблюдении нормативных разрывов от границ НПС до зданий и сооружений населенных пунктов, вахтенных поселков и промышленных предприятий.

Общий вид (панорама) НПС приведена на рис. 13.1.3 (см. цветную вклейку).

13.1.2. Основные технологические процессы на НПС

Технологической схемой НПС предусматриваются следующие

т е х н о л о ги ч еск и е п р о ц ессы :

Глава 13. Нефтеперекачивающие станции

383

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

перекачка нефти по схеме «из насоса в насос»;

автоматический переход на перекачку нефти по магистрально­ му нефтепроводу мимо станции в случае ее остановки;

обратная перекачка нефти по магистральному нефтепроводу;

прием и пуск средств диагностики без остановки станции;

• сброс нефти от ударной волны в резервуар-сборник нефти;

сбор утечек от насосов, опорожнение самотеком фильтров-гря­ зеуловителей и приемных трубопроводов блока системы сгла­ живания волн в резервуар-сборник нефти;

откачка нефти из резервуара-сборника вертикальным насосным агрегатом в приемный трубопровод основных насосов;

опорожнение наземных участков трубопроводов нефтеперека­ чивающей станции от нефти при ремонтных работах;

при достижении аварийного уровня нефти в резервуарах-сбор­ никах нефти предусматривается отключение насосных агрега­ тов, а затем отключение от магистрального трубопровода;

размыв парафина в резервуаре-сборнике нефтью при помощи вертикального насосного агрегата;

оперативный учет нефти, поступающей на НПС, а также кон­ троль крупных утечек с помощью ультразвукового счетчика.

На НП С предусмотрены следующие осн овн ы е ф ун кц и он альн ы е

си ст ем ы :

технологическая;

электроснабжения;

водоснабжения;

канализации;

вентиляции;

теплоснабжения;

пожаротушения;

технологической связи, автоматизации;

ремонтообеспечения;

жизнеобеспечения вахтенного персонала.

13.1.3. Состав объектов и сооружений НПС

Всостав НПС входят следующие осн овн ы е и всп о м о га т ел ъ н ы еуст а -

но вк и и сооруж ен и я:

магистральная насосная;

маслохозяйство;

сборник нефти сброса ударной волны утечек и дренажа;

емкость для аварийного сбора нефти;

насосы погружные высоконапорные;

vk.384com/club152685050ЧастьII. Объект| vkыи.com/id446425943сооруженияподготовки итранспорт<

регуляторы давления;

система сбора и утилизации нефтеутечек;

система тепло- и электроснабжения;

система контроля и управления;

система водоснабжения, канализации и очистки сточных вод;

система связи;

система пожаротушения;

служебно-эксплуатационный и ремонтный блок;

открытая стоянка техники с воздухоподогревом;

складские помещения;

септик с насосной установкой;

канализационная насосная станция нефтесодержащих стоков;

канализационная насосная станция очищенных сточных вод;

станция биологической очистки сточных вод со сборниками от­ стоянных сточных вод;

сборник уловленной нефти с насосной установкой;

узел приема и пуска средств очистки и диагностики. Территория НПС разделена на две зоны: производственную и слу­

жебно-производственного комплекса.

Кпроизводственной зоне НПС, расположенной со стороны маги­ стрального нефтепровода, относятся здания и сооружения техноло­ гического назначения:

узел подключения;

магистральная насосная;

регуляторы давления;

емкость для сбора утечек нефти и дренажа с погружными насо­ сами;

сборник нефти сброса от системы сглаживания волн давления и дренажа;

маслохозяйство;

фильтры-грязеуловители;

производственно-эксплуатационный блок — ПЭБ (КТП — ком­ плектная трансформаторная подстанция, ЩСУ — щит станции управления, операторная);

компрессорная сжатого воздуха;

резервная электростанция, установка пожаротушения.

Кзоне служебно-производственного комплекса, расположенной со стороны подъездной автодороги, относятся объекты инженерного обеспечения:

узел связи;

котельная;

vkГлава.com/club15268505013. Нефтеперекачивающие| vkстанции.com/id446425943________________________________ 385_

блоки водоснабжения и канализации;

очистные сооружения;

служебно-вспомогательный и ремонтный блоки;

стоянки механизмов;

складские сооружения;

трансформаторные подстанции для зданий и сооружений вто­ рой зоны (зона служебно-производственного комплекса);

установки пожаротушения.

На НПС предусмотрены следующие т ехн ологи ч ески е сооруж ен ия:

магистральная насосная с насосами и электродвигателями. Чис­ ло насосов с электродвигателями определяется расчетом в зави­ симости от производительности будущей насосной станции;

узел регуляторов давления с регулирующими заслонками. Чис­ ло заслонок зависит от производительности НПС. Параметры заслонок позволяют производить регулирование давления при отключении одной из заслонок;

фильтры-грязеуловители (рабочие и резервный) с патрубками;

блок системы гашения ударной волны с устройствами сглажи­ вания волн давления;

резервуар-сборник нефти системы сглаживания волн давления

идренажа, предназначенный для сброса нефти из системы за­ щиты нефтепровода от повышения давления;

блок с вертикальными погружными насосами с электродвигате­ лями.

13.1.4. Насосные агрегаты и сопутствующее оборудование

Магистральные насосные оснащаются насосными агрегатами, тех­ нические характеристики которых указаны в табл. 13.1.1.

Таблица 13.1.1

Техническая характеристика магистральных насосов

(центробежных)

а) о сн о вн ы е о д н о ступ е н ча ты е

М арка

Подача,

Напор, м

 

Допустимый

кпд Масса,

Габаритные размеры, мм

м 3/ч

 

кавитационны й

%

кг

длина

ширина

вы сота

 

 

 

запас, м

 

 

 

 

 

Н М 1250-260

1 25 0

260

 

20

ф

2865

1750

1580

1100

НМ 1800-240

1 80 0

240

 

20

ф

2865

1950

1800

1200

НМ 2500 -230

2 5 0 0

230

 

32

85

4657

2135

2040

1460

Н М 3 60 0 -230

3 6 0 0

230

 

40

&

5112

2135

2120

1500

НМ 5 00 0 -210

5 0 0 0

210

 

42

Ф

4870

2300

3050

1655

НМ 7000 -210

7 0 0 0

210

 

52

ф

6600

2400

2700

1720

НМ 10000/210

1 0 0 0 0

210

1

65

Ф

8680

2500

2900

2060

НМ 12500-210

1 2 5 0 0

210

87

_8Z_

8700

2500

2800

2050

vk386.com/club152685050Часть II. Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и транспорта ...

Окончание таблицы 13.1.1

 

б

основные секционные

 

 

Марка

Подача,

 

Допустимый

КПД

Напор, м

кавитационный

м'/ч

 

 

запас, м

 

 

 

 

 

НМ 125-550

125

550

4

72

НМ 180-550

180

500

4

12

НМ 250-475

250

475

4

75

НМ 360-460

360

460

4,5

78

НМ 500-300

500

300

4,5

80

НМ 710-280

710

280

6

80

 

 

в) подпорные

 

 

Марка

Подача,

Напор, м

Допустимый

кпд

кавитационный

 

М3/Ч

 

запас, м

 

 

 

 

 

8НДвН

600

35

5,5

79

14НДсН

1260

37

5

87

НМП 2500-74

2500

74

3

72

НМЛ 3600-72

3600

78

3

83

НМП 5000-115

5000

115

3,5

НТВ 1250-60

1250

60

2,2

76

НПВ 2500-80

2500

80

3,2

82

В качестве привода насосов используются электродвигатели син­ хронного и асинхронного типа. В зависимости от исполнения элек­ тродвигатели устанавливаются в общем зале с насосами или в поме­ щении, отделенном от насосного зала стеной, не пропускающей па­ ров нефти. Взрывозащ ищ енное исполнение электродвигателей, устанавливаемых в общих залах насосных, достигается продувкой корпуса электродвигателя воздухом под избыточным давлением.

При обычном исполнении электродвигатели устанавливаются в от­ дельном зале, герметично изолированном от насосного зала специаль­ ной стеной. В этом случае место прохождения вала, соединяющего электродвигатель и насос, через разделительную стену имеет конст­ рукцию, препятствующую проникновению через него паров нефти.

Электродвигатели, применяемые с насосами, указанными в табл. 13.1.1, приведены в табл. 13.1.2.

Магистральные насосные агрегаты устанавливаются в отапливае­ мом помещении. Технологическая обвязка насосных агрегатов пре­ дусматривается из условия обеспечения достаточной компенсацион­ ной способности с целью недопущения передачи дополнительных

vkГлава.com/club15268505013. Нефтеперекачивающие| vkстанции.com/id446425943 387

усилий от трубопроводной обвязки на патрубки магистральных насо­ сов сверх допустимых.

 

 

 

 

Таблица 13.1.2.

ДЛЯ ОСНОВНЫХ секциожьк насосов

ДЛЯ ОСНОВНЫХ

Д Л Я подпорных насосов

одноступенчаты х насосов

 

 

 

 

марка

Мощ ность, кВт

м арка

Мощность, кВт

марка

Мощность, кВт

2АРМП1-400/6000

400

СГДП 1250-2

1250

М А-36-51/6

100

2АЗМП1-400-6000

 

 

 

 

 

2АРМП1-500/6000

500

СГДП 2000-2

2000

М А-35-61/6

160

2АЗМП1-500-6000

 

 

 

 

 

2АРМП1-630/6000:

630

СГДП 2500-2

2500

Д С -118/44-6

800

2АЗМП1-630-6000

 

 

 

 

 

2АРМП1-800/6000

800

СТДП 3130-2

3130

СДН -2-16-59-6

1600

2АЗМП1-800-6000

 

СГДП 5000-2

 

ВАОВ 500 М-4У1

400

 

 

5000

 

 

СГДП 6300-2

6300

ВА0В6Э01ЛУ1

800

 

 

СГДП 8000-2

8000

ВАОВ 710L4Y1

1250

 

 

 

 

ВЮ В 800L-4V1

2000

Для технического обслуживания насосных агрегатов предусмат­ ривается мостовой ручной опорный кран грузоподъемностью 8 т.

Для обеспечения нормальной работы насосных агрегатов с элек­ тродвигателями предусматриваются вспомогательные системы:

централизованная система смазки и охлаждения подшипников;

система сбора утечек и дренажа.

Конструктивно насосы представляют собой улитообразный кор­ пус (элементами которого являются спиральная камера и два патруб­ ка: всасывающий и нагнетательный). Внутри корпуса вращается за­ крепленное на валу рабочее колесо. Рабочее колесо состоит из двух дисков, между которыми находятся лопатки, загнутые в сторону, про­ тивоположную вращению колеса. Принципиальная схема насосной установки приведена в главе 3 п. 3.2 (рис. 3.2.7).

Для оптимального режима перекачки на входе в насосы должен поддерживаться определенный подпор. Его величина не должна быть меньше некоторой величины, называемой допустимым кавитацион­ ным запасом.

По величине развиваемого напора центробежные насосы магист­ ральных нефтепроводов делятся на основные и подпорные. Назначе­ ние подпорных насосов — создание на входе в основной насос под­ пора, обеспечивающего устойчивую работу основного насоса. При по­ даче 2500 м3/ч и более применяются подпорные насосы серии НМП. При меньшей производительности используются насосы серии НД (насос с колесом двустороннего всасывания).

vk388.com/club152685050ЧастьII. Объекты| vkисооружения.com/id446425943подготовки итранспорта...

Маслосистема. Маслосистема предназначена для обеспечения цен­ трализованной смазки подшипников магистральных насосных агрега­ тов, охлаждения нагретого масла воздухом, очистки его от механиче­ ских примесей и следов воды. Система работает по схеме с подключе­ нием аварийного бака на «проток» при статическом напоре и автоматическом контроле уровня масла в нем. Оборудование маслосистемы, кроме аппаратов воздушного охлаждения, располагается в поме­ щении размером 3x12 м: насосы, маслобаки и сепаратор размещаются в приямке. Отметка приямки принимается, исходя из условия обеспе­ чения самотечного слива масла от агрегатов в маслобаки. Аппараты воз­ душного охлаждения размешаются на открытом воздухе под навесом.

Рядом с помещением маслосистемы устанавливаются горизонталь­ ные стальные резервуары емкостью 5 куб. м для хранения масла. Чис­ ло резервуаров определяется расчетом из условий создания необхо­ димого запаса масла для бесперебойной работы маслосистемы и ее опорожнения. Резервуары предназначаются для хранения чистого масла, отработанного, слива масла из маслосистемы. Резервуары осна­ щаются измерительными приборами, вентиляционной арматурой и хлопушками.

Сборники нефти. Для приема нефти от системы сглаживания волн давления, утечек от торцовых уплотнений магистральных насосов, дренажа технологических трубопроводов, а также нефтесодержащих стоков устанавливаются стальные горизонтальные резервуары — сборники нефти емкостью 100 куб. м. Сборники нефти устанавлива­ ются подземно и оснащаются запорной арматурой, огневыми предо­ хранителями и сигнализаторами уровня.

Для сбора нефти при аварийном разливе в магистральной насос­ ной устанавливается стальной горизонтальный резервуар емкостью 100 куб. м. Резервуар размещается подземно и оснащается запорной арматурой, огневым предохранителем и сигнализатором уровня.

Насосы погружные. Насосы погружные вертикальные предназна­ чены для откачки нефти из сборника нефти сброса ударной волны, утечек и дренажа технологических трубопроводов, а также из резер­ вуара аварийного сбора нефти и закачки во всасывающий трубопро­ вод магистральных насосов. Необходимая высота всасывания насо­ сов обеспечивается размещением их в подземных стаканах-приямках

сзапорной арматурой. Насосы должны работать в диапазоне 0—100 м3/ч,

Н= 400—150 м без регулировки напора при исключении опасности перегрузки электродвигателя.

Регуляторы давления. Регуляторы давления предназначены для регулирования давления методом дросселирования (изменения дав­

vkГлава.com/club15268505013. Нефтеперекачивающие| vkстанции.com/id446425943 389

ления путем пропуска потока газа через сужающее или расширяющее устройство) потока нефти в целях поддержания давления — минималь­ ного на приеме и максимального на выходе насосной станции в зада­ нных пределах. В качестве исполнительных устройств принимаются регулирующие заслонки с электрическим приводом во взрывозащи­ щенном исполнении. Регуляторы давления устанавливаются на открытой площадке.

13.1.5. Дизельная резервная электростанция

Дизельная резервная электростанция предназначена для обеспе­ чения электроэнергией потребителей НПС в период аварийного от­ ключения основного источника электроснабжения. Расчетная продол­ жительность отключения составляет не более 3 суток в год. В осталь­ ное время дизельная электростанция находится в резерве.

Дизельная электростанция размещается в блок-контейнере. В ком­ плект дизельной резервной электростанции входят:

дизель-электрический агрегат;

оборудование топливной системы;

масляная система;

система охлаждения;

выхлопная система.

Для хранения дизельного топлива применяются стальные горизон­ тальные резервуары емкостью 10 куб. м каждый. Емкость резервуа­ ров принимается из расчета не менее 4—5 суточных запасов топлива. Резервуары устанавливаются надземно и оборудуются запорной, из­ мерительной и дыхательной арматурой. На площадке с резервуара­ ми размещается насос для подачи топлива в расходный бак дизель­ ной электростанции.

13.2.КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ НПС

13.2.1.Архитектурно-планировочные решения НПС

При строительстве объектов сравнительно небольших размеров применяются индустриальные конструкции зданий и сооружений или блок-боксы и блоки полной заводской готовности. Однако, при нали­ чии местных строительных материалов для исключения лишних за­ трат на транспортные расходы, широко применяются и те конструк­ ции, которые указаны в табл. 13.2.1.

Остальные здания — одноэтажные кирпичные, а здания комплект­ ной поставки — сборные из блок-боксов с несгораемым утеплителем заводского изготовления.

vk3.9com/club1526850500 ЧастьII. Объекты| vkи сооруженияподготовки.com/id446425943итранспорта...

п/п Здание, сооружение

Магистральная 1 насосная

2 Операторная

Караульное

помещение

3с контрольно­ пропускным пунктом

Закрытая стоянка техники с пожарным

4постом на 2 места (число мест может быть больше)

!Лсосная станция

5водопенотушения

Таблица 13.2.1

Здания и сооружения НПС_________________

A p o iT C K iv p o o p o n re ru b B р е ш е н а *

Одноэтажное здание, имеет прямоугольную в плане форму. Ширина здания 12 м, длина — в зависимости от числа насосных агрегатов. Здание однопролетное каркасное, оборудованное опорным мостовым краном грузоподъемностью 8 т. Колонны каркаса сборные железобетонные сплошного сечения, несущие конструкции покрытия — железобетонные строительные балки пролетом 12 м, шаг рам — 6 м. Высота здания до низа строительных конструкций — 6,6 м.

Стены здания выполнены из полнотелого керамического кирпича с утеплением из минеральной ваты.

Покрытие принято из сборных железобетонных ребристых плит размером 1,5 х 6 м, толщиной 300 мм

В качестве легкосбрасываемых конструкций используются окна, а, при необходимости, кровля

Одноэтажное кирпичное здание, имеет в плане прямоугольную форму, с размерами в осях 30 х 14,4 м. В здании размещаются административные и бытовые помещения. Здание с несущими наружными и внутренними кирпичными стенами, высота до низа плит покрытия 4,2 м. Наружные стены — с утеплением.

Покрытие сборное железобетонное из многопустотных плит толщиной 220 мм

Здание одноэтажное кирпичное, имеет в плане прямоугольную форму, с размерами в осях 18 х 12 м. Здание с несущими наружными кирпичными стенами.

Несущие конструкции покрытия — сборные железобетонные стропильные балки пролетом 12 м, шагом — 6 м. Высота здания до низа стропильных конструкций — 3,5 м.

IНаружные и внутренние стены, а также перегородки — из полнотелого керамического кирпича. Перегородки выполняются с армированием. Наружные стены имеют утепление.

IПокрытие выполнено из сборных железобетонных ребристых плит размером 1,5 х 6 м, толщиной 300 мм

Здание одноэтажное кирпичное, имеет в плане прямоугольную форму, с размерами в осях 72 х 12 м, разделенное по длине деформационным швом на закрытую (42 х 12 м) и полузакрытую (огороженную с трех сторон) части. Здание с несущими наружными кирпичными стенами.

Несущие конструкции покрытия — сборные железобетонные стропильные балки пролетом 12 м, шагом — 6 м.

Высота здания до низа стропильных конструкций — 4,8 м.

Наружные и внутренние стены выполняются из кирпича. Внутренние стены толщиной 250 мм выполняются с армированием.

Покрытие выполняется из сборных железобетонных ребристых плит |шмером 1,5 х 6 м, толщиной 300 мм *

Здание одноэтажное кирпичное с несущими наружными стенами. IПокрытие — из железобетонных ребристых плит по железобетонным стропильным балкам

* Архитектурно-строительные решения принимаются в зависимости от кли­ матической зоны размещения объекта.

vkГлава.com/club15268505013. Нефтеперекачивающие| vkстанции.com/id446425943 391

фундаменты под все здания и сооружения приняты на естествен­ ном основании монолитными или сборными железобетонными.

Наземные вертикальные стальные резервуары емкостью менее 5000 куб. м устанавливаются на грунтовом основании с гидроизоля­ цией.

Подземные металлические технологические емкости выполняют­ ся с пригрузом монолитным бетоном (при глубине более 1,2 м) или сборным железобетоном для предотвращения всплытия.

В качестве фундаментов под задвижки, фильтры, обратные клапа­ ны, трубы и др. используются фундаментные блоки стен подвалов мар­ ки ФБС.

Все бетонные и железобетонные конструкции, находящиеся в грунте, покрываются горячим битумом за 2 раза.

Остальные конструкции, находящиеся на открытом воздухе, по­ крываются антикоррозийным атмосферостойким покрытием.

13.2.2. Теплоснабжение

Потребность в тепле определяется необходимостью обеспечения нормальных условий для обслуживающего персонала и создания мик­ роклимата для оборудования, требующего по условиям эксплуатации определенной температуры. Тепло на НПС расходуется на отопление, вентиляцию и технологический обогрев.

Теплоисточниками на НПС являются собственные котельные, имею­ щие в своем составе, как правило, две теплоцентрали: рабочую и ре­ зервную. Основное и аварийное топливо для котельной — жидкое то­ пливо.

Тепло от котельной к сооружениям площадки НПС поступает по наружным тепловым сетям, прокладываемым на эстакадах совмест­ но с другими коммуникациями или на низких железобетонных стой­ ках. Пересечения с дорогами на площадке НПС выполняются на вы­ соких стойках или подземно в футлярах.

Теплопроводы покрываются антикоррозийной и тепловой изоля­ цией и заключаются в кожухи из алюминиевых листов. Тепловые удли­ нения теплопроводов воспринимаются углами поворотов и П-образ- ными компенсаторами.

Отопление в магистральной насосной водяное местными нагреватель­ ными приборами, рассчитанное на поддержание внутри насосной поло­ жительной температуры, и воздушное, совмещенное с приточной венти­ ляцией. В аккумуляторной применяется воздушное отопление, совмещен­ ное с вентиляцией. В остальных зданиях и сооружениях НПС применяется водяное отопление местными нагревательными приборами.

vk392.com/club152685050Часть II. Объекты| vkи сооружения.com/id446425943подготовки итранспорта...

13.2.3. Вентиляция

Вмагистральной насосной принимается постоянно действующая приточно-вытяжная вентиляция, рассчитанная на 3-кратный воздухо­ обмен в час. Приток воздуха осуществляется от приточной установки. Вытяжка — естественная из верхней зоны через шахты с дефлектора­ ми. Предусматривается аварийная вытяжная вентиляция, рассчитан­ ная на 8-кратный воздухообмен в час, включаемая автоматически при загазованности помещения. Для аварийной вентиляции предусматри­ ваются осевые вентиляторы с забором воздуха из нижней зоны.

Впомещениях аккумуляторной и кислотной узла связи применя­ ется приточно-вытяжная вентиляция с механическим побуждением, рассчитанная на обеспечение предельно-допустимой концентрации паров серной кислоты.

Вадминистративных и бытовых помещениях принимается при­ точно-вытяжная вентиляция. В остальных зданиях и сооружениях (узел связи, диспетчерская, электрощитовая, насосная водопенотушения, флотационная установка и т. д.) — вентиляция естественная, через шахты с дефлекторами и с неорганизованным притоком воз­ духа.

Подача приточного воздуха в помещение закрытой стоянки меха­ низмов осуществляется сосредоточенными струями, направленными в проезды, а для помещений техобслуживания — рассредоточено не­ посредственно в рабочую зону, в канавы, приямки. Удаление возду­ ха производится из верхней и нижней зон. Для удаления отработан­ ных газов в атмосферу предусматриваются местные отсосы.

13.2.4. Водоснабжение и пожаротушение

Источником водоснабжения, как правило, являются подземные воды или городские водопроводные сети (в случае приближения НПС к городу или населенному пункту). На НПС предусматриваются раз­ дельные системы хозяйственно-производственного и противопожар­ ного водопровода.

На площадке НПС предусмотрена автоматическая стационарная система пожаротушения для магистральной насосной и установки системы сглаживания волн давления. Тушение пожара выполняется пеной. Запас пенообразователя для получения 6-процентного раство­ ра равен 6,24 куб. м.

Стационарная система пожаротушения включает в себя:

насосную станцию водопенотушения;

резервуары для воды емкостью 100 куб. м каждый, кольцевую сеть трубопроводов;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

393

Глава 13. Нефтеперекачивающие станции

 

• мембранные емкости с пенообразователем, пеногенераторы и датчики пожарной опасности.

Для целей пожаротушения в насосной станции пеноводотушения устанавливаются насосы ЦНС 180-85 мощностью 75 кВт для тушения гаража, открытых технологических установок, помещения магист­ ральной насосной и насос ЦНС 38-66 мощностью 15 кВт — для туше­ ния маслосистемы. Включение в работу насосов пенотушения проис­ ходит автоматически от импульсов датчиков пожарной опасности, устанавливаемых в защищаемых зданиях.

Подвод раствора пенообразователя к магистральной насосной и в помещение маслосистемы производится сухотрубками с опорожне­ нием их в мокрые колодцы, сооружаемые из сборных железобетон­ ных элементов диаметром 1,5—2,0 м.

Для тушения возгорания магистральной насосной и установки системы сглаживания волн давления используется фторсодержа­ щий пенообразователь типа «Легкая вода», который хранится в мем­ бранных дозирующих емкостях и канистрах. Расчетный расход воды для тушения возгорания магистральной насосной составляет 46 л/сек.

Тушение возгорания в гараже и других помещениях осуществля­ ется через внутренние пожарные краны с расходом воды 5 л/сек. На­ ружное пожаротушение зданий и сооружений НПС выполняется от гидрантов с расходом воды 10 л/сек.

Сети противопожарного водопровода и раствора пенообразовате­ ля проектируются кольцевыми из стальных электросварныхтруб диа­ метром 50—150 мм и прокладываются на глубине от 1 до 2,5 м.

13.2.5. Канализация

На НПС предусмотрена производственно-дождевая и бытовая ка­ нализация. Отведению в сеть производственно-дождевой канализа­ ции подлежат стоки от технологических площадок и гаража.

Самотечные сети производственно-дождевой и бытовой канали­ зации проектируются из асбоцементных труб, напорные трубопро­ воды — из стальных труб.

13.2.6. Электроснабжение

Основными электроприемниками на НПС являются:

на напряжение 10 кВ: асинхронные электродвигатели с корот­ козамкнутым ротором приводов магистральных насосов;

на напряжение 0,4 кВ: асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором приводов насосов, вентиляторов и задвижек,

vk394.com/club152685050ЧастьII. Объекты| vkи сооружения.com/id446425943подготовки итранспорта...

электронагреватели, светильники внутреннего и наружного освещения, устройства катодной защиты.

Электроприемники, связанные с технологией перекачки нефти, установками автоматического пожаротушения и котельной, относят­ ся к I категории по надежности электроснабжения; электроснабже­ ние их осуществляется от двух независимых источников с автомати­ ческим переключением на резерв.

Выделяются электроприемники:

относящиеся к особой группе I категории (секущих задвижек, аварийного освещения и аварийной вентиляции, систем управ­ ления, контроля связи, пожарной и охранной сигнализации);

обеспечивающие сохранение инфраструктуры НПС одного кот­ ла котельной, вахтового комплекса.

Остальные электроприемники относятся ко II и III категориям. Электричество на НПС подается от высоковольтных линий элек­

тропередач или собственной электростанции. На площадке НПС пре­ дусматриваются комплектные трансформаторные подстанции и ЗРУ (закрытые распредустройства).

В качестве аварийного источника электроснабжения используют­ ся дизельные автоматизированные электростанции типа ДЭС-200 мощностью 200 кВт или ЭД-500Т мощностью 500 кВт. В случае пре­ кращения подачи электроэнергии от ЗРУ дизельная электростанция обеспечит питание потребителей I категории.

Электроснабжение внеплощадочных сооружений, к которым от­ носятся водозаборные, канализационные очистные сооружения, скла­ ды ит. д., осуществляется по воздушным линиям 6—10 кВ от ЗРУ-6—10 кВ.

С целью защиты персонала от поражения электрическим током при пробое изоляции, защиты от статического электричества и опас­ ных воздействий молнии предусматривается комплексное заземляю­ щее устройство, состоящее из магистралей заземления, защитных проводников, заземлителей, связанных с нулевыми точками питаю­ щих трансформаторов.

13.2.7. Автоматизация

Автоматизация НПС выполняется на базе комплекта системы мик­ ропроцессорной автоматики, в состав которого входят:

шкафы с программируемыми логическими контроллерами и модулями ввода-вывода;

первичные датчики и вторичные приборы;

приборные щиты вблизи оборудования.

Аппаратура управления НПС устанавливается в операторной. В со­ став автоматизации объектов входят системы:

vkГлава.com/club15268505013. Нефтеперекачивающие| vkстанции.com/id446425943__________________________________ 5 9 5

управления контроля и защиты НПС;

регулирования давления;

управления контроля и защиты магистральных насосных агре­ гатов;

маслосистема;

приточно-вытяжной вентиляции помещения магистральных на­ сосных агрегатов;

вытяжной вентиляции помещения маслосистемы;

откачки утечек;

пожаротушения;

водоснабжения;

производственно-ливневой и бытовой канализации;

вытяжной вентиляции караульного помещения;

приточно-вытяжной вентиляции гаража;

электроснабжения.

13.2.8. Связь и сигнализация

Внутриплощадочная связь включает в себя:

автоматическую телефонную;

громкоговорящую, офисную;

местные диспетчерские виды связи;

систему оповещения о пожаре;

радиофикацию;

компьютерные сети.

Охранно-пожарная сигнализация. В зданиях и сооружениях по­ мещения оборудуются системой пожарной сигнализации с примене­ нием тепловых, дымовых и ручных извещателей. Шлейфы пожарной сигнализации выводятся на приемно-контрольный пожарный прибор, который устанавливается в операторной.

Для охранной сигнализации помещений используются магнитно-кон­ тактные извещатели, устанавливаемые на окнах и дверях; на стеклах окон размещаются ударно-контактные извещатели. Сигналы тревоги пере­ даются на приемно-контрольный прибор, установленный в караульном помещении. На НПС предусмотрена система видеонаблюдения.

Периметральная охранная сигнализация. Для охраны объекта используются следующие средства:

• система емкостного принципа действия, предназначенная для контроля за участками ограждения по периметру объекта. Сиг­ нал тревоги возникает при перелезании через ограждение или при касании к чувствительному элементу системы. В качестве чувствительного элемента применяется металлическая сетка, за­ крепляемая по верху ограждения;

vk396.com/club152685050Часть II. Объекты| vkи сооружения.com/id446425943подготовки итранспорта...

система радиолучевого принципадействия, являющаяся вторым рубежом охраны. Сигнал тревоги возникает при пересечении зоны действия сигнализации;

прибор микроволнового принципадействия, предназначенный ддя контролирования наружных локальных объемных зон, обра­ зуемых у ворот ограждения;

активные инфракрасные линейные извещатели, предназначен­ ные ддя блокирования отдельных участков ограждения;

датчики магнито-контактного принципадействия, предназначен­ ные для контроля положения створок ворот ограждения, ство­ рок приборных шкафов с аппаратурой средств охраны, распо­

лагаемых вдоль ограждения.

Для предотвращения несанкционированного подхода к границам охраны персонала НПС предусмотрено устройство оградительного забора из восьми нитей проволоки КЦП.

13.2.9. Электрохимическая защита от коррозии Подземные коммуникации НПС защищаются от коррозии одним

низковольтным распределительным устройством катодной защиты типа УКЗН, который комплектуется двумя катодными станциями (СКЗ) типа ОПС-2, мощностью 3 кВт каждая. Одна СКЗ находится в резерве. Электроснабжение УКЗН осуществляется от внутриплощадочных сетей напряжением 220 В.

Контур анодного заземления СКЗ выполняется из графитовых электродов ЭГТ-2500, монтируемых вертикально по 4 штуки в сква­ жине глубиной 11,5 м, размещаемых за территорией НПС по пери­ метру ограждения. Соединительные линии от СКЗ до анодного зазем­ ления выполняются кабелем марки ВВГ 1x50 мм.

На площадках НПС устанавливаются контрольно-измерительные пункты в точке дренажа СКЗ и в местах, обеспечивающих контроль за защищенностью всех подземных коммуникаций.

РЕЗЮМЕ

Нефтеперекачивающие станции предназначены для транспорти­ рования нефти от месторождений до потребителя. НПС магистраль­ ных нефтепроводов разделяются на головные и промежуточные. Г о­ ловны е Н П С предназначены для приема нефти с установок по ее под­ готовке, замера и перекачки ее из резервуаров в магистральный трубопровод. П ром еж ут очны е Н П С применяются ддя повышения дав­ ления перекачиваемой нефти в магистральном трубопроводе и раз­

vkГ лава.com/club15268505013. Нефтеперекачивающие|станцииvk.com/id446425943 397

мещаются по трассе нефтепровода в соответствии с гидравлическим расчетом.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Охарактеризуйте основное предназначение НПС.

2.Назовите и охарактеризуйте типы НПС.

3.Какие технологические процессы производятся на НПС?

4.Назовите и охарактеризуйте основные объекты, сооружения и технологические комплексы НПС.

5.Какие объекты и сооружения относятся к производственной зоне НПС?

6.Какие архитектурно-строительные решения применяются при сооружении НПС?

ЛИТЕРАТУРА

Х .К орш акА ., Ш ам мазовА . Основы нефтегазового дела: Учебник. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

2. Л ап т ев А .А. Методология организации управления проектами строительства наземных объектов магистральных трубопроводов. — Тюмень: Слово, 2003.

3.Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебникдлявузов/АМ. Шаммазов, В.Н. Александровой. Голь­ янов и др. — М.: Недра: Недра-Бизнесцентр, 2003.

4.Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, А.М. Акбердин. — М.: Недра, 2001.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВАМл МОРСКИЕ НЕФТЕНАЛИВНЫЕ ТЕРМИНАЛЫ

14.1.Основное технологическое оборудование и сооружения

14.1.1.Основные сооружения морского терминала

14.1.2.Технологические процессы морского терминала

14.1.3.Резервуарный парк

14.1.4.Технологическое оборудование

14.2.Архитектурно-строительные решения

14.1.1.Принципиальная схема площадки морского терминала

14.2.2.Автоматика, связь и охранно-пожарная сигнализация

14.2.3.Электрохимическая защита от коррозии

14.2.4.Система пожаротушения

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

14.1. ОСНОВНОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СООРУЖЕНИЯ

14.1.1. Основные сооружения морского терминала

Ддя осуществления морских и речных перевозок нефти необходимо сооружать специальные причальные сооружения для швартовки и на­ лива нефти в танки нефтеналивных судов (танкеров, барж). Комплекс таких объектов обычно называют нефтеналивными терминалами. Об­ щий вид морского терминала представлен на рис. 14.1.1, принципиаль­ ная схема сооружений морского терминала представлена на рис. 14.1.2.

Морские нефтеналивные терминалы служат для приема сырой нефти и нефтепродуктов из нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, хранения и погрузки в танкеры для морской доставки потреби­ телю. Потребителями сырой нефти, как правило, являются нефтепе­ рерабатывающие заводы.

В состав нефтеналивных терминалов входят: резервуарные парки; технологические трубопроводы; технологические насосные; узлы уче­ та; узлы защиты от гидроударов; причальные сооружения (береговые причалы, пирсы, выносные приемные устройства и др.); шлангующие устройства (стендера, гибкие резиновые армированные шланги); очист­ ные сооружения; вспомогательные здания и сооружения (химическая лаборатория, центральный диспетчерский пункт, котельная и др.);

vk.Главаcom/club15268505014. Морские нефтеналивные| vk.терминалыcom/id446425943 399

Рис. 14.1.1. О бщ и й в и д м о р с к о го т ер м и н а л а

vk400.com/club152685050Часть IL Объекты |и vkсооружения.com/id446425943подготовки и транспорта ...

системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) и систе­ мы связи.

Рис. 14.1.2. Принципиальная схема нефтеналивного терминала: 1 нефт епродукт ы; 2 — нефть из магист ральных нефт епроводов; 4 трубопроводы; 5 — узел учет а; 6 — очистные сооруж ения

Нефтяные терминалы выполняют ряд сопутствующих функций по обслуживанию судов: прием с судов балластных и льяльных вод; при­ ем и обезвреживание парогазовых смесей из нефтяных танков судов; погрузку (бункеровку) на суда топлива (мазута, дизельного топлиЕа) для энергосиловых установок; погрузку пресной воды для хозяйствен­ но-бытовых нужд и др. В зависимости от установленных в портах ре­ жимов обслуживания судов нефтяные терминалы могут предостав­ лять дополнительные услуги судовладельцам по проводке, швартовке и отшвартовке судов, приему с судов твердых бытовых отходов и хо­ зяйственных фекальных стоков. *

В состав береговых объектов терминала входят следующие зда­ ния и сооружения:

резервуарный парк;

насосная станция;

дизельная электростанция;

трансформаторная подстанция;

vkГлава.com/club15268505014. М орские нефтеналивныетерминалы| vk.com/id446425943 401

воздушная компрессорная;

система водоснабжения, теплоснабжения и канализации;

противопожарная и дренажная системы;

замерные устройства;

административное здание;

мастерская-склад;

караульное помещение;

помещение для операторов;

стоянка автотранспорта;

системы автоматики, связи, пожарной и охранной сигнализации;

системы площадочных трубопроводов.

Всостав гидротехнических сооружений входят:

нефтеналивные причалы;

центральная площадка (ЦП);

технологические площадки ТП-1 и ТП-2;

эстакады;

швартовые палы;

промежуточные опоры и переходные мостики;

причалы базы Морспецподразделения и портофлота;

швартовые палы причала портофлота.

На территории гидротехнических сооружений размещаются:

здание базы Морспецподразделения и портофлота;

блок противопожарной насосной станции;

камера управления системы автоматизированного управления нефтенаполнением судов;

проходная;

производственно-техническое здание;

служебно-бытовое здание;

трансформаторная подстанция;

здание контрольно-пропускного пункта (КПП);

служебное здание.

Портовые сооружения включают в себя:

базу портового флота;

базу по ликвидации разлива нефти.

14.1.2.Технологические процессы морского терминала

Сырая нефть и нефтепродукты поступают на терминал из магист­ ральных трубопроводов. На терминале нефть и нефтепродукты пода­ ются на замерные устройства, после которых поступают в резервуа­ ры. Из резервуаров нефть и нефтепродукты могут перекачиваться в танкеры или в буферное хранилище. Из буферного хранилища нефть

vk402.com/club152685050ЧастьII. Объекты| vkи сооружения.com/id446425943подготовки итранспорта..

и нефтепродукты поступают в танкер через помпу-сепаратор и погру­ зочные рукава, установленные на причалах. Средняя скорость погруз­ ки нефти, как правило, составляет 12 000 м3/ч. Эта величина сравнима с западными критериями расчетов для погрузочных терминалов. Для предотвращ ения разлива нефти при загрузке суда окружаются боновыми заграждениями.

На терминале располагаются следующие осн овны е т ехн ологи ч е­

ск и е сооруж ен и я:

узел приема средств очистки и диагностики;

фильтры-грязеуловители (один рабочий и один резервный) с пат­ рубками;

наливная насосная с насосами НПВ 3600-90;

резервуары с плавающей крышей, резервуары со щитовой крышей;

узел коммерческого учета нефти;

узел защиты от превышения давления на входе береговых со­ оружений морского терминала (БСМТ);

узел защиты от гидроудара;

технологические трубопроводы.

На терминале выполняются следующие операции:

прием нефти из нефтепровода в резервуарный парк;

прием средств очистки и диагностики;

• погрузка нефти в танкер при работе по схеме «через емкость»;

внутрипарковая перекачка в случае, когда не задействованы на ос­ новные операции всасывающие коллекторы резервуарного парка;

оперативный учет нефти, поступающей из магистрального неф­ тепровода в резервуарный парк терминала;

коммерческий учет нефти при загрузке нефти в танкер по каж­ дому причалу;

поверка счетчиков узла коммерческого учета нефти при подаче нефти в резервуарный парк или танкер;

одновременный размыв парафина в одном из резервуаров и от­ качка нефти в танкер;

размыв парафина в резервуаре нефтью, поступающей из неф­ тепровода, и, при необходимости, наливным насосом НПВ 3600-90 путем забора нефти из приемного коллектора наливной насос­ ной и подачи ее через размывающие головки в резервуар;

возможность рециркуляции нефти при остановке погрузки неф­ ти в танкеры в зимнее время для поддержания работоспособно­ го состояния;

регулирование подачи нефти в танкер с использованием регулято­ ров давления на узле учета и рециркуляции подпорных насосов;

vkГлава.com/club15268505014. М орские нефтеналивныетерминалы| vk.com/id446425943_____________________________403

сброс нефти в резервуары через предохранительные клапаны и электроприводную задвижку в случае повышения давления в при­ емной линии или при срабатывании автоматической защиты от перелива резервуаров;

сброс нефти в емкости V = Юм2 при гидроударе при внезапном закрытии отсекателей во время загрузки танкера при одновре­ менном отключении подпорных (разгрузочных) насосов (и от термальных клапанов);

зачистка резервуаров, приемного коллектора наливной насос­ ной, трубопроводов резервуарного парка вертикальным насосом НПВ 3600-90;

зачистка надземных трубопроводов причальных сооружений погружным насосом;

сбор утечек нефти от подпорных насосов, дренаж фильтров-гря­ зеуловителей, а также надземных участков трубопроводов на­ сосных при ремонтных работах;

• дренаж стендера в емкости сброса нефти от гидроудара V= Юм2;

откачка нефти из емкости сброса нефти от гидроудара в техно­ логические трубопроводы с последующей подачей в танкер;

контроль предохранительных клапанов при помощи вентилей и возможность поочередной замены или ревизии их без останов­ ки перекачки;

контроль герметичности шаровых кранов.

14.1.3. Резервуарный парк Резервуарный парк оснащается металлическими вертикальными ре­

зервуарами с плавающей крышей (РВС единичной емкостьюдо 50 000 куб. м) и со щитовой крышей (РВС единичной емкостью до 3000 куб. м). Высота резервуаров 50 000 куб. м — 18 м, диаметр 60,7 м полистовой сборки; вы­ сота резервуаров 3000 куб. м — 12 м, диаметр 18,98 м полистовой сборки. Принципиальные схемы резервуаров приведены в главе 18 п. 18.15.

Резервуары РВС 50 000 поставляются в комплекте с плавающими крышами, герметизирующими затворами, устройствами для спуска воды с плавающих крыш, катучими лестницами, лестницами для подъ­ ема на резервуар, со световыми монтажными люками и люками-ла­ зами в I и III поясах резервуара, кольцевыми площадками со стремян­ ками клюкам-лазам в III пояс.

Резервуары РВС 3000 поставляются в комплекте со щитовой кров­ лей, лестницами для подъема на резервуар, со световыми монтажны­ ми люками и люками-лазами в I поясе, площадками со стремянками

обслуживания пеногенераторов.

vk404.com/club152685050Часть II Объекты| vkи.com/id446425943сооружения подготовки и транспорта _ Для обеспечения требуемых режимов работы резервуаров на них

устанавливается следующее оборудование:

приемораздаточные устройства с запорной арматурой;

хлопушки электроприводные;

компенсирующие устройства для РВС 50 000;

винтовые мешалки или система предотвращения накопления донных отложений с пригруженными веерными соплами;

огневые предохранители для РВС 50 000;

дыхательные и предохранительные клапаны для РВС 3000;

устройства для отвода подтоварной воды;

система орошения для РВС 3000;

система подслойного пожаротушения;

уровнемеры и сигнализаторы уровня.

14.1.4. Технологическое оборудование Наливная насосная оснащается подпорными вертикальными на­

сосами агрегатами НПВ 3600-90 с электродвигателями BAOB2-710L4.

Емкости для приема нефти при гидроударе — стальные горизон­ тальные емкости объемом 100 куб. м. Емкости устанавливаются надземно и оснащаются запорной арматурой, огневыми предохраните­ лями и сигнализаторами уровня. Откачка нефти из емкостей осуще­ ствляется насосом НК 65/35-70, установленным рядом с ними.

Емкости для сбора утечек нефти и дренажа технологических тру­ бопроводов. Для сбора утечек нефти от торцевых уплотнений насо­ сов НПВ 3600-90 и дренажа технологических трубопроводов налив­ ной насосной станции применяется емкость подземная горизонталь­ ная типа ЕП-25. Емкость оснащается огневым предохранителем и сигнализатором уровня. Откачка нефти из емкости производится ав­ томатически при помощи погружного насоса 12НА-9х4, установлен­ ного на горловине емкости, во всасывающий трубопровод наливной насосной станции.

Дизельная резервная электростанция. П редназначена для обеспе­ чения электроэнергией потребителей береговых сооружений в пери­ од аварийного отключения основного источника электроснабжения. Расчетная продолжительность отключения составляет 3 суток в год. В остальное время дизельная электростанция будет находиться в ре­ зерве. В комплект дизельной электростанции входят:

дизель-электрический агрегат;

оборудование топливной системы;

масляная система;

система охлаждения;

vkГлава.com/club15268505014. Морские нефтеналивные| vkтерминалы.com/id446425943 405

• выхлопная система.

Резервуары для хранения дизельного топлива. Д ля хран ен и я ди ­ зельного топлива применяются стальные горизонтальные резервуа­ ры _ бочки емкостью по 10 куб. м. Число резервуаров принимается исходя из 4—5 суточного запаса дизельного топлива. Резервуары уста­ навливаются надземно и оборудуются запорной, измерительной и дыхательной арматурой. На одной площадке с резервуарами устанав­ ливается насос НМШ 5-25-3,6/4.

Коммерческий узел учета количества и качества нефти (УУН). Предназначен для измерения количества и физико-химических па­ раметров сырой нефти, обработки и выдачи данных при учетно-рас­ четных операциях. В состав УУН входят:

измерительные линии рабочие и резервные в комплекте с пре­ образователями расхода, струевыпрямителями, прямыми участ­ ками, фильтрами, регуляторами расхода, запорной арматурой на общей раме;

блок-бокс (3x4 м) контроля качества нефти в комплекте с виско­ зиметрами, плотномерами, влагомерами, устройствами приема пробы с быстроразъемными соединениями, насосами прокачки, системой промывки, автоматическим пробоотборником, систе­ мами жизнеобеспечения оператора;

турбопоршневая поверочная установка (ПТУ) в комплекте с за­ порным краном и подводящим и отводящим трубопроводом, дре­ нажной системой, приборами автоматики;

система промывки и поверки ТПУ в комплекте с циркуляцион­ ным насосом, эталонным мерником, установленным на электрон­ ных весах, резервуарами для промывочной жидкости и техни­ ческой воды;

пробозаборное устройство;

устройство для обработки информации;

емкость для сбора дренажной нефти типа ЕП-25, установленной поземно.

14.2. АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ

14.2.1. Принципиальная схема площадки морского терминала

Морской терминал является конечным пунктом трубопроводной системы и располагается на территории морского порта. Площадь под строительство терминала составляет порядка 70—100 га. На террито­ рии терминала строятся:

• резервуарный парк из наземных металлических резервуаров;

vk406.com/club152685050Ч астъП.Объект| vkыисооруж.com/id446425943енияподготовкиит ранспорта..

нефтеналивная насосная станция;

административно-хозяйственные здания;

база производственного обслуживания;

узел водопроводных канализационных сооружений;

узел канализационных сооружений;

открытая и закрытая электроподстанции;

электростанция (если вблизи отсутствуют высоковольтные ли­ нии электропередач и невозможен отвод электроэнергии к тер­ миналу);

подъездная дорога.

Площадь терминала разделена на три зоны:

1-я зона — основные технологические установки нефти;

2-я зона — сооружения вспомогательно-технологического и не­ технологического назначения (блочные устройства теплоснаб­ жения, водоснабжения, энергоснабжения, пожаротушения, опе­ раторная, механическая мастерская и др.);

0-я (нулевая) зона — сооружения хранения нефти — зона резер­

вуарного парка.

Сооружения 0-й зоны размещаются на более высоких отметках по отношению к сооружениям 1-й зоны для обеспечения необходимого подпора для всасывания и возможности проветривания территории для исключения скапливания нефтяных паров. Сооружения 2-й зоны располагаются на отметках, примерно равных отметкам ближайших каре резервуарных парков.

Внутриплощадочные и подъездные дороги асфальтируются, име­ ют ширину проезжей части 4,5 м, ширина дорог в резервуарном пар­ ке 3,5 м. Проезды вокруг резервуаров и в технологической зоне про­ ектируются приподнятыми над планировочным рельефом и служат ограждающим валом от перелива нефти через обвалования вокруг парка резервуаров и случайных разливов нефти.

На площадке терминала строятся следующие здания:

корпус управления;

 

караульное помещение;

 

служебно-бытовой корпус;

%

закрытая стоянка техники с пожарным постом;

насосная станция водопенотушения;

ремонтная мастерская.

Ограждающие конструкции зданий — покрытия, перекрытия, сте­ ны, кровля — аналогичны ограждающим конструкциям зданий комп­ рессорной станции. Все бетонные и железобетонные конструкции, находящиеся в грунте, покрываются горячим битумом за 2 раза, осталь­

vkГлава.com/club15268505014. М орские нефтеналивныетерминалы| vk.com/id446425943 407

ные конструкции, находящиеся на открытом воздухе, имеют антикор­ розийное атмосферостойкое покрытие. Сварные швы также покрыва­ ются антикоррозийным покрытием.

X.4.2.2.Автоматика, связь и охранно-пожарная сигнализация

Автоматизация наливной насосной и задвижек на коллекторах резервуарного парка выполняется на базе комплекта системы мик­ ропроцессорной автоматики. В состав системы входят:

шкафы с программируемыми логическими контроллерами и модулями ввода-вывода;

первичные датчики и вторичные приборы (при необходимости);

приборные щиты вблизи оборудования.

Аппаратура управления устанавливается в местном диспетчерском пункте.

В резервуарном парке предусматривается установка системы из­ мерения уровня на базе радарных уровнемеров. На направляющих каждого резервуара устанавливаются датчики уровня и температу­ ры, кроме того, устанавливаются датчики аварийного уровня и обна­ ружения пожара. Измерительные преобразователи узла учета нефти соединяются кабелями с вторичной аппаратурой, установленной

вместном диспетчерском пункте (МДП).

Всостав автоматизированных объектов и систем терминала входят:

резервуарный парк;

система управления контроля и защиты наливной насосной;

система управления контроля и защиты наливных насосов;

система откачки утечек;

система пожаротушения;

система водоснабжения;

система произволственно-ливневой и бытовой канализации;

система вытяжной вентиляции караульного помещения;

система приточно-вытяжной вентиляции гаража;

система энергоснабжения.

Наладка микропроцессорного комплекса производится предпри- ятием-изготовителем по договору с заказчиком.

Внутриплощадочная связь включает в себя: автоматическую те­ лефонную, громкоговорящую, офисную, местную диспетчерскую, систему оповещения о пожаре, радиофикацию, компьютерные сети.

Охранно-пожарная сигнализация. Помещ ения зданий и сооруже­ ний терминала с нормальной средой оборудуются системой пожарной сигнализации с применением тепловых, дымовых и ручных извещате­ лей. Ш лейфы пожарной сигнализации выводятся на прием но­

vk408.com/club152685050Часть II. Объекты|иvkсооружения.com/id446425943подготовки и транспорта ...

контрольный пожарный прибор, который устанавливается в оператор­ ной.

Для охранной сигнализации помещений используются магнитно­ контактные извещатели, устанавливаемые на окнах и дверях. На стек­ лах окон размещаются ударно-контактные извещатели. Сигналы тре­ воги передаются на приемно-контрольный прибор, установленный в караульном помещении. На БСМТ и резервуарном парке предусмат­ ривается система видеонаблюдения.

Периметральная охранная сигнализация. Для охраны объекта используются следующие средства:

система емкостного принципа действия, предназначенная для контроля за участками ограждения по периметру объекта. Сиг­ нал тревоги возникает при перелезании через ограждение или при касании чувствительного элемента системы. В качестве чув­ ствительного элемента служит металлическая сетка, закрепляе­ мая по верху ограждения;

система радиолучевого принципа действия, предназначенная для контроля за участками ограждения по периметру объекта в ка­ честве второго рубежа охраны. Сигнал тревоги возникает при пересечении зоны действия сигнала;

прибор микроволнового принципа действия, предназначенный для контроля наружных локальных объемных зон у ворот ограж­ дения;

активные инфракрасные линейные извещатели, необходимые для создания рубежа блокирования отдельных локальных участ­ ков ограждения;

датчики магнитно-контактного принципа действия, служащие для контроля положения створок ворот ограждения, створок приборных шкафов с аппаратурой средств охраны, располагае­ мых вдоль ограждения объекта. Для предотвращения несанкцио­ нированного подхода к рубежам охраны предусматривается устрой­ ство оградительного забора из восьми нитей проволоки.

14.2.3. Электрохимическая защита от коррозии

Подземные коммуникации терминала и внешние поверхности днищ резервуаров защищаются от коррозии низковольтными распредели­ тельными устройствами катодной защиты типа УКЗН (устройство катодной защиты низковольтное), каждое из которых комплектуется катодными станциями типа ОПС-2 мощностью 3 кВт. Электроснабже­ ние систем катодной защиты (СКЗ) осуществляется от внутриплощадочных сетей напряжением 220 В. Число катодных станций принимается

vkГлава.com/club15268505014. Морские нефтеналивные| vkтерминалы.com/id446425943 409

взависимости от величины общей защищаемой поверхности подземных коммуникаций и днищ резервуаров. На площадках БСМТ устанав­ ливаются контрольно-измерительные пункты в точках дренажа СКЗ и

вместах, обеспечивающих контроль за защищенностью всех подземных коммуникаций.

14.2.4.Система пожаротушения

В комплекс мероприятий по пожарной защите БСМТ входят; опо­ вещение о пожаре, тушение пожара и его блокировка.

Для ликвидации пожара в резервуарном парке и в помещении ТПУ предусмотрена автоматическая стационарная система пенотушения с использованием пены низкой и средней кратности.

Пожаротушение РВС производится подачей пены низкой кратно­ сти в нижний пояс резервуара, непосредственно в слой нефти, исполь­ зуя высоконапорные пеногенераторы.

Автоматическая стационарная система послойного пенотушения включает в себя насосную станцию пенотушения, вертикальные стальные резервуары для воды, кольцевую сеть трубопроводов, мем­ бранные емкости с пенообразователем, пеногенераторы и датчики пожарной опасности.

Включение в работу насосов пожаротушения автоматическое — от импульсов датчиков пожарной опасности, установленных на резервуа­ рах с нефтью и в помещении ТПУ. Одновременно поступает сигнал на открытие соответствующих электрозадвижек на сети раствора пено­ образователя для подачи огнегасительных средств к очагу пожара. В ка­ честве огнегасительного средства используется фторсодержащий пе­ нообразователь типа «легкая вода».

Тушение пожара в других помещениях осуществляется от систе­ мы хозяйственно-производственного водопровода, из установленных на ней внутренних пожарных кранов с расходом 5 л/сек. Наружное пожаротушение выполняется от гидрантов, установленных на сети противопожарного водопровода с расходом 10 л/сек.

Блокировка пожара предусматривает защиту сооружений от опас­ ного воздействия высоких температур и осуществляется путем охлаж­ дения водой горящего и соседних резервуаров для нефти. Охлажде­ ние резервуаров емкостью 50 000 куб. м производится при помощи стационарной системы охлаждения, включающей, помимо насосов и кольцевой сети противопожарного водопровода, перфорированные полукольца орошения. Включение насосов для подачи воды осуществ­ ляется дистанционно.

vk410.com/club152685050Часть II Объекты| vkи .сооруженияcom/id446425943подготовки и транспорта ...

Резервуарный парк оборудуется пожарными извещателями для дистанционной передачи команд на включение или выключение насо­ сов пено- и водотушения.

Системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции и канали­ зации аналогичны системам других наземных объектов нефтегазопро­ водов.

Р Е ЗЮ М Е

Морские нефтеналивные терминалы служат для приема сырой нефти и нефтепродуктов из нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, хранения и погрузки в танкеры для морской доставки потреби­ телю. Потребителями сырой нефти, как правило, являются нефтепе­ рерабатывающие заводы.

Сырая нефть и нефтепродукты поступают на терминал из магист­ ральных трубопроводов. На терминале нефть и нефтепродукты пода­ ются на замерные устройства, после которых поступают в резервуа­ ры. Из резервуаров нефть и нефтепродукты могут перекачиваться

втанкеры или в буферное хранилище.

КО Н Т РО Л ЬН Ы Е В О П Р О С Ы И ЗАДАНИЯ

1.Для чего служат морские нефтеналивные терминалы?

2.Какие сооружения и технологические комплексы входят в со­ став морских нефтеналивных терминалов?

3.Охарактеризуйте технологическую схему морского терминала.

4.Для чего организуются резервуарные парки на морских терми­ налах?

5.Назовите и охарактеризуйте основные зоны площадки морско­ го терминала.

ЛИТЕРАТУРА

1. К орш акА ., Ш ам м азовА . Основы нефтегазового дела: Учебник. — Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2002.

2. Л а п т е в Л.Л. Методология организации управления проектами строительства наземных объектов магистральных трубопроводов. — Тюмень: Слово, 2003.

3. Научный опыт создания техносферы специализированного мор­ ского нефтеналивного порта: Учебник / Ю.Г. Герман-шахлы, В.В. По­ пов; Подред. В.В. Попова. — М.: РКонсульт, 2003.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

СООРУЖЕНИЕ МОРСКИХ ! S3" ТРУБОПРОВОДОВ

ГЛАВАЛ5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

15.1.Основные положения

15.2.Морская добыча нефти и газа и ее перспективы

15.3.Проектирование подводных трубопроводов

15.3.1.Основные положения

15.3.2.Проектный анализ условий строительства и эксплуатации

15.3.3.Выбор трассы морских трубопроводов

15.3.4.Конструкция морских трубопроводов

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

15.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Высокая эффективность и надежность трубопроводного транспор­ та нефти и газа обусловили стабильный рост протяженности морских подводных трубопроводов. В различных странах земного шара про­ ложено более 60 000 тыс. км морских подводных нефтепроводов, га­ зопроводов и продукте проводов диаметром свыше 100 мм.

Наиболее освоенными морскими нефтегазодобывающими региона­ ми, в которых проложено большое число подводных трубопроводов, являются Мексиканский залив и Северное море с существенно различ­ ными условиями строительства и эксплуатации нефтегазотранспорт­ ных систем. К другим районам активного морского строительства от­ носятся Карибское море между Венесуэлой и Тринидадом; Тихий оке­ ан вдоль побережья южной части штата Калифорния и побережья Аляски; моря Тихого океана, омывающие острова Индонезии; весь Персидский залив Аравии; южная часть Средиземного моря. В послед­ нее время к этим районам прибавился шельф острова Сахалин.

Морские трубопроводные системы — сложнейшие технические объекты, работающие в трудных природных условиях. Они должны сохранять работоспособность при воздействии штормов, течений, ветров, приливов и отливов, выдерживать ледовые нагрузки, быть защищенными от айсбергов. Стоимость прокладки одного километ­ ра подводного трубопровода существенно зависит от множества фак­

vk.412com/club152685050Часть| vk.IIIcom/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

торов — технологии его прокладки, глубины моря, удаленности от береговых баз, продолжительности штормов, безледного периода, вида донных грунтов — и может составить от 50 тыс. долл, (для тепло­ го климата) до 8—10 млн долл, (для арктических условий).

Современный этап разработки и эксплуатации морских месторож­ дений нефти и газа, все более удаленных от суши и требующих при­ менения новых технологий и повышенных расходов на их освоение, характеризуется следующими тенденциями:

разработка месторождений меньшего размера с подключением транспортных коммуникаций к существующим сооружениям;

использование ускоренных методов строительно-монтажных работ;

применение подводных добывающих систем и сооружений;

добыча с больших глубин в неблагоприятных окружающих условиях;

добыча из глубоко залегающих геологических структур с повы­ шенными температурами и давлениями;

применение современных методов технической диагностики для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов и обору­

дования;

применение современных методов управления проектами;

широкое использование современных средств компьютерной тех­ ники, моделирования, электронных средств связи и навигации.

Подводные трубопроводные системы являются эффективными средствами транспорта при освоении нефтегазовых ресурсов конти­ нентального шельфа морей и океанов.

Суровые и специфические условия сооружения и эксплуатации трубопроводов, обусловленные значительной глубиной, волнами и течением, донными переформированиями и штормами, судоходством

ирыболовством, трудоемкостью и капиталоемкостью строительных

иремонтных работ, а также непосредственный контакт с высокочув­ ствительной к загрязнению водной средой предъявляют исключитель­ ные требования к материалам, конструкции трубопровода, техноло­ гии его прокладки, соблюдению режимов перекачки и обслуживания.

Вмировой практике накоплен значительный опыт строительства

иэксплуатации трубопроводных систем в шельфовых звонах. В част­ ности, при освоении континентального шельфа России полезным представляется опыт обустройства промыслов и создания инфра­ структуры для транспорта нефти и газа в Северном море.

Подводные трубопроводы для транспортировки нефти, нефтепро­ дуктов, попутного нефтяного и природного газов применялись еще на начальных стадиях развития нефтяной и газовой промышленности.

vk.Главаcom/club15268505015. Проектирование морских| vk.трубопроводовcom/id446425943 413

Так, при строительстве трубопроводов на пересечении рек, кана­ лов, проливов, озер и других водоемов раньше и теперь преимущест­ венно прокладывают подводные трубопроводные линии.

Значительное применение, особенно за последнее время, в связи с увеличением грузоподъемности наливных судов получили подвод­ ные трубопроводы, соединяющие рейдовые причалы с резервуарны­ ми парками перевалочных нефтебаз или нефтебаз прибрежных неф ­ теперерабатывающих заводов. По этим трубопроводам перекачива­ ют нефть или нефтепродукты с танкеров на сушу и обратно.

Кроме того, во многих нефтедобывающих странах с каждым годом все шире применяют подводные трубопроводы для обслуживания морских нефтепромыслов.

Нужно отметить, что пока стоимость прокладки подводных трубо­ проводов, как правило, намного выше, чем сухопутных. Снижение стоимости строительства является одной из основных задач, стоящих перед морским трубопроводным транспортом.

Бурение и добычу нефти в море ведут теперь не только с эстакад и искусственных островов, но и со специальных плавучих установок, оснащенных соответствующими устройствами, оборудованием и при­ способлениями для прокладки подводных трубопроводов. При об­ устройстве морских нефтепромыслов все большее применение полу­ чают подводные затопляемые нефтехранилища.

Непосредственно от скважины укладывают выкидные линии для подачи нефти к групповым сборным пунктам, а от них прокладывают подводные сборные трубопроводы, по которым нефть перекачивают на центральный сборный пункт морского нефтепромысла. Отсюда идут подводные магистральные трубопроводы, по которым транспор­ тируют нефть на нефтебазу, находящуюся на берегу, на искусствен­ ном острове или эстакаде.

С удалением морских месторождений вглубь моря и обустройством нефтепромыслов на поверхности эксплуатационные расходы, включая транспортировку нефти, увеличиваются. Значительно возрастает стои­ мость оснований (платформ или судов) под буровые и другие установ­ ки, увеличивается стоимость прокладки надне морей или океанов сбор­ ных трубопроводов в районе расположения нефтепромысла и магист­ ральных трубопроводов для доставки нефти на сушу.

Подсчитано, что при протяженности морских трасс порядка не­ скольких сотен километров строительство трубопроводов для маги­ стрального транспорта газа более предпочтительно, чем его перевозка танкерами, что связано с большими затратами на строительство и эксплуатацию мощностей по сжижению природного газа.

vk414.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

При строительстве трансконтинентальных морских трубопроводов экономический эффект достигается за счет отсутствия необходимости платежей за транзит газа через территорию третьих стран. Кроме того, протяженность трасс морских трубопроводов обычно ниже, чем при преодолении водных преград по берегу. Этот эффект особенно сильно проявляется при переходе через относительно узкие и в то же время протяженные акватории, такие, как, например, Байдарацкая губа Карского моря.

Вкачестве примеров строительства трансконтинентальных газо­ проводов можно привести переход через пролив Гибралтар и Транс­ средиземноморский трубопровод из Туниса в Италию по дну Среди­ земного моря.

Внастоящее время наиболее известным проектом является «Голу­ бой поток», предусматривающий строительство морского участка га­ зопровода по дну Черного моря из России непосредственно в Турцию. Его особенность заключается прежде всего в значительной глубине моря (2150 м) и сложных геологических условиях.

15.2. МОРСКАЯ ДОБЫ ЧА НЕФ ТИ И ГАЗА И ЕЕ ПЕРСПЕКТИВЫ

В настоящее время до 70% всей энергии, потребляемой в мире, дают нефть и газ. Истощение этих природных ресурсов на суше обуслов­ ливает увеличение их добычи в море. Уже через 10—20 лет половину необходимой индустриальным регионам земного шара энергии смо­ гут дать месторождения, расположенные в морских акваториях. Ни огромные затраты на сооружение сложнейших технологических объ­ ектов, ни крайне тяжелые природные условия освоения подводных месторождений не остановят роста добычи нефти и газа из-под мор­ ских глубин.

Основной ее объем будет обеспечен в результате разработки за­ лежей в континентальном шельфе, где на 16 млн км2 возможно скоп­ ление нефти и газа.

Объем морских поисково-разведочных работ и добыча нефти и газа будут продолжать расти, в том числе и в глубоководных районах, не­ смотря на то, что эти работы требуют огромных затрат. В морскую нефтегазовую промышленность каждый год вкладываются сотни мил­ лиардов долларов США, причем более трети всех инвестиций прихо­ дится на разведку и эксплуатацию.

Весьма значителен парк передвижных плавучих буровых устано­ вок, с помощью которых ежегодно бурят более 2 тысяч скважин, вклю­

vkГлава.com/club15268505015. Проектирование морских| vk.трубопроводовcom/id446425943 415

чая примерно 850 поисково-разведочных. Спрос на подвижные буро­ вые платформы достаточно устойчив и составляет почти тысячу еди­ ниц.

Мировая потребность в баржах-трубоукладчиках и трубозаглубителях, а также в плавучих кранах оценивается до 250—300, а во вспо­ могательных судах — до 1800 единиц. Сохраняется спрос на стацио­ нарные стальные и бетонные платформы и на подвижные буровые платформы.

Прогнозируется рост объемов работ, связанных с инспектирова­ нием и ремонтом морских сооружений (трубопроводов, платформ и т. д.). В связи с этим ожидается увеличение спроса на подводные суда для наблюдения за работами по прокладке и ремонту подводных нефте- и газопроводов, а также установки подводных систем для эксплуа­ тации скважин.

Несмотря на расширение использования манипуляторов с дистан­ ционным управлением, увеличится спрос на водолазные работы, так как во многих случаях робототехнические устройства по-прежнему не могут заменить человека при работе под водой.

К 2005 г. новые месторождения нефти и газа были открыты в 96 стра­ нах; разведанные запасы газа при этом составили2 более 146трлн куб. м, а накопленная мировая добыча газа — 69 трлн куб. м. Основные раз­ веданные запасы газа сосредоточены в России, Иране, Катаре, Сау­ довской Аравии, Абу-Даби, США.

Большинство стран мира проявляет высокую активность в развед­ ке и разработке морских месторождений. Важной составной частью этой деятельности является строительство морских трубопроводных систем.

В ближайшие годы Россия имеет хорошие перспективы в части освоения морских месторождений, обусловленные высокой перспек­ тивностью российского шельфа. Как показывают исследования, в Рос­ сии из общего объема неразведанных ресурсов на месторождения шельфа приходится более 42%.

Крупные ресурсы газа сосредоточены на шельфах Баренцева, Пе­ чорского, Карского, Лаптевых, Восточно-Сибирского, Чукотского, Берингова, Охотского, Японского морей, Восточно-Камчатского и Южно-Курильского секторов Тихого океана, а также Каспийского и Азовского морей.

Для шельфов морей России установлено следующее:

• недра почти всех акваторий страны (за исключением Белого моря) перспективны в отнош ении неф тегазоносности; на долю

7 По данным журнала «Oil and Gas Journal»

vk416.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

арктических морей приходится 85% начальных суммарных ре­

сурсов углеводородов, дальневосточных — около

14% и внут­

р е н н и х — несколько более 1%; концентрация

ресурсов на

шельфе высокая;

 

• основная часть наиболее достоверных ресурсов углеводородов сосредоточена на шельфе с глубиной дна моря от 20 до 50 м и в разновозрастных осадочных отложениях, залегающих на глу­ бинах до 4—5 км, и технически доступна для бурения;

• на шельфах наиболее перспективных морей РФ в общем объеме начальных суммарных запасов углеводородов преобладают более достоверные ресурсы и выявленные месторождения газа.

Всего на шельфах открыто 34 газовых, газоконденсатных и газонеф­ тяных месторождения, в том числе на шельфе Балтийского моря — 2, Баренцева и Печорского морей — 10, Карского — 8, Охотского — 8, Каспийского — 1, Азовского — 5.

Среди перечисленных есть уникальные по запасам газа месторож­ дения: Ш токмановское, Русановское и Ленинградское. Крупными являются месторождения Приразломное, Лудловское, Чайво-море, Одопту-море, Пильтун-Астохское и др.

До 2050 г. важное значение для добычи газа будут иметь северные акватории Западной Сибири и акватории южной части Карского и Баренцева морей. В подготовке новых запасов газа за счет неразве­ данных ресурсов первостепенная роль будет постепенно переходить от Западной Сибири к западной части арктического шельфа, Восточ­ ной Сибири и дальневосточным акваториям. После 2050 г. роль аква­ торий, особенно северных, включая восточный сектор шельфа, будет возрастать.

Таким образом, в ближайшие десятилетия с увеличением добычи газа и нефти из месторождений шельфа России потребности в мор­ ских трубопроводах будут нарастать.

1 5 .3 . ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

15.3.1. Основные положения

*

Основным проектным документом на строительство объектов яв­

ляется, как правило, т ехнико-эконом ическое

обоснование (проект)3

строительства. На основании утвержденного в установленном порядке

3 Двойное обозначение стадии, единой по составу и содержанию, принято в целях преемственности действующей законодательной и нормативной базы и совместимо­ сти с терминологией, применяемой за рубежом

vkГлава.com/club15268505015. Проектирование морских| vkтрубопроводов.com/id446425943_________________________417

Т Э О (проекта)4 строительства разрабатывается рабочая документа­

ция.

Для технически и экологически сложных объектов и при особых при­ родных условиях, к которым относятся и морские сооружения, по решению заказчика (инвестора)5 или заключению государственной экспертизы по рассмотренному проекту одновременно с разработкой рабочей документации и осуществлением строительства могут выпол­ няться дополнительные детальные проработки проектных решений по отдельным объектам, разделам и вопросам.

Разработка проектной документации осуществляется при наличии утвержденного решения о предварительном согласовании места разме­ щения объекта, на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство или иных предпроектных материалов дого­ вора, задания на проектирование и материалов инженерных изысканий.

Проект на строительство сооружений морского трубопровода со­ стоит из следующих разделов:

Общая пояснительная записка.

Генеральный план и транспорт.

Технологические решения.

Организация и условия труда работников. Управление производ­ ством и предприятием.

Архитектурно-строительные решения.

Инженерное оборудование, сети и системы.

Организация строительства.

Охрана окружающей среды.

Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций.

Сметная документация.

Эффективность инвестиций.

Рабочий проект разрабатывается в сокращенном объеме и составе, определяемом в зависимости от вида строительства и функционального назначения объекта, применительно к составу и содержанию проекта.

В состав рабочего проекта включается рабочая документация. Типовая схема проектирования подводного трубопровода приведе-

нанарис. 15.3.1.

15.3.2. Проектный анализ условий строительства и эксплуатации В процессе строительства и последующей эксплуатации морские трубопроводы подвергаются воздействию различных групп факторов.

4 Далее проект.

5 Далее заказчик.

vk.com/club152685050418 Часть| vk.com/id446425943Ш. Сооружение морских трубопроводов

 

 

 

Эскизное

 

 

 

 

 

 

 

 

проектирование

 

 

Сбор и обработка

 

 

 

Гидродинамический

 

 

 

данных

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Данные по

! Выбор марки стали J— >|

Расчет толщины

 

 

 

 

эксплуатации

 

 

 

 

Г

1-----------—

-----------------3

 

стенки

 

 

 

 

Моделирования

 

 

 

 

 

Данные окружающей

 

Проверка на смятие

 

 

 

среды

смятия

 

Нет

Да

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Другие проектные

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

достаточна?

 

 

 

 

данные

 

 

 

 

 

 

-------г------

 

 

 

Расчет устойчивости

 

 

Данные съемок на

 

 

 

 

 

 

местности

Расчет утяжелителей

 

трубопровода на

 

 

 

 

 

 

 

 

 

_______ грунте

 

Нужно ли увеличение

Нет

Проектирование

У

1

 

 

 

 

 

дополнительной

Подбор

 

Анализ способов

толщины стенок?

 

 

 

стабилизации

лротивокоррозионного

 

укладки

 

 

Да

 

 

 

 

Нет

покрытия

 

трубопровода

 

 

 

 

HfiL.

 

~ Е ~

 

 

 

 

 

 

 

 

Возможна ли укладка

 

 

 

Приемлема ли

 

 

 

Случай 176 лет?

Да прокладка траншеи?!

 

 

 

трубопровода?

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Т

Дз

 

 

 

 

Проектирование

 

Оценка

 

 

 

 

Траншейная трасса

 

необходимости в

 

 

 

для случая 100 лет

залодной арматуры

 

 

 

 

 

других видахзащиты

 

 

 

 

Проектирование

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

оборудования на

 

Безопасна ли линия

 

Нет

 

 

прибрежном участке

 

трубопровода?

 

 

 

 

 

 

 

 

Устойчивость

 

 

Проектирование

 

 

 

 

 

оборудования на

 

 

 

балластаприемлема

 

 

 

 

 

прибрежном участке

Окончательный выбор

I

Расчет катодной

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

противокоррозионного

защиты и анодов

покрытия

Насчет тепловых

Тепловые расчеты

компенсаторов

 

Анализ рисков

Проектирование

заподной^арматуры

 

 

Проектирование

 

оборудования на

 

прибрежном участке

Рис. 15.3.1. Типовая схема проектирования подводного трубопровода

vkГлава.com/club15268505015. Проектирование морских| vkтрубопроводов.com/id446425943 419

Основные из них, подлежащие учету при проектированию:

ветровые воздействия;

волновые воздействия;

приливы;

течения;

ледовые условия;

сейсмические воздействия;

геологические опасности;

грунтовые условия;

особенности влияния течений на трубопровод в траншее. Перечисленные факторы подлежат детальному изучению и анали­

зу в ходе проектирования.

Для управления проектами морских трубопроводов широко при­ меняется геоинформационные системы (ГИС), приведенные на рис. 15.3.2 (см. цветную вклейку).

15.3.3. Выбор трассы морских трубопроводов

Предварительные варианты выбора трассы морского трубопрово­ да основываются на имеющихся гидрографических материалах. При этом, как правило, с целью сокращения капитальных затрат и эксплуа­ тационных расходов стремятся осуществить прокладку по кратчай­ шему пути и одновременно обеспечить условия, при которых трубо­ провод в период строительства и эксплуатации подвергался бы мини­ мальным нагрузкам.

При выборе трассы следует учитывать также устройство берего­ вой площадки для производства подготовительных работ. Ровные и большие площадки на берегу создают благоприятные условия для монтажа и укладки трубопровода длинными секциями и в особенно­ сти для последующей прокладки способом протаскивания по дну или на плаву.

Вотдельных случаях для обеспечения устойчивости трубопровода

квоздействию волнений и течений, а также для улучшения техноло­ гического процесса работ на берегу и в море бывает целесообразно укладывать трубопроводы по удлиненной трассе.

При проектировании морских трубопроводов следует учитывать су­ доходство вблизи трассы, якорные стоянки для плавучих средств, а также близлежащие морские нефтепромысловые и другие гидротех­ нические сооружения.

После предварительной обработки гидрологического материала и необходимых данных по вариантам выбора трассы производят повтор­ ные промеры глубин, подробные инженерно-геологические изыска­

vk420.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

ния по наивыгоднейшему варианту выбора трассы, в которых освеща­ ются геологическое строение дна моря, мощность активного слоя наносов, их гранулометрический состав, степень мутности (объемный вес) воды с учетом взвешенных твердых частиц у дна моря при штор­ мовых волнениях.

Кроме того, следует иметь сведения о температуре воды по меся­ цам с минимальным и максимальным значением у дна на различных глубинах, об осадках, туманах, а также о других гидрологических и метеорологических данных по временам года.

Наряду с проведением изыскательских и исследовательских работ на море проводят топографическую съемку и инженерно-геологиче­ ские изыскания береговой полосы, отведенной под монтажную пло­ щадку и другие сооружения производственного назначения.

Выбор трассы подводного трубопровода в основном зависит от ес­ тественных условий акватории — рельефа берега и дна, геологии рай­ она, изменяемости берегов, устойчивости грунтов, ветров, волнений, течений и движения наносов и, наконец, от гидрохимических и гид­ робиологических факторов.

Выбор трассы морского трубопровода производится на основании оптимизационных расчетов по различным критериям. В качестве основных критериев оптимальности, кроме стоимости, следует при­ нимать техническую и экологическую безопасность сооружения. С этой целью по специальным методикам производится отбор образ­ цов грунта (рис. 15.3.3).

При выборе технических средств отбора грунта рекомендуется придерживаться следующих положений.

1. При глубине моря до 50 м наиболее эффективны пробоотборни­ ки ударно-забивного типа с пневматическим или гидравлическим при­ водом.

2.Для опробования рыхлых придонных отложений при глубине моря 50—300 м эффективны пробоотборники ударно-забивного типа

сгидравлическим приводом.

3.При отборе проб твердых пород рекомендуется использовать вра­ щательные пробоотборники.

4.При отборе проб рыхлых осадков на глубинах свыш& 300 м целе­ сообразно применять пробоотборники гравитационного типа.

5.Для измерения физико-механических свойств грунта дна при­ меняются автоматические установки статического зондирования.

Благодаря накопленному за последние годы опыту применения оби­ таемых подводных аппаратов стал возможен непосредственный от­ бор исследователем требуемых образцов донных грунтов с помощью

vkГлава.com/club15268505015. Проектирование морских| vkтрубопроводов.com/id446425943 421

пробоотборников, установленныхлибо на манипуляторе, либо непосред­ ственно на корпусе подводного аппарата (рис. 15.3.4).

бвращ ательные, вибрационные и вдавливаем ы е пробоот борники;

вгравитационные и поршневые пробоотборники; г поверхностные

пробоот борники

Основными методами получения информации о трассах морских трубопроводов являются:

батиметрическая съемка рельефа дна с помощью многолучевых эхолотов;

гидроакустическое картирование с помощью гидролокаторов бо­ кового обзора;

геоакустическое профилографирование;

сейсмоакустическое профилографирование;

видеосъемка трассы.

Х5.3.4. Конструкция морских трубопроводов

Ключевым вопросом проектирования морских трубопроводов яв­ ляется выбор и обоснование его основных конструктивных парамет­ ров, таких как материал труб, их наружный диаметр и толщина стен­ ки, способ монтажа, атакже защиты от коррозии, обеспечения устой­ чивости и других эксплуатационных характеристик.

Окончательную конструкцию морских трубопроводов выбирают после сравнительного технико-экономического анализа различных

Трубы из углероди ст о-м арган цевой стали. Наиболее полный свод требований к ним содержится в «Правилах для морских трубо­ проводных систем», выпущенных Det Norsk Veritas*(HopBenni). Гибкие т рубы (рис. 15.3.5). Эти трубы имеют композитную струк­ туру и изготавливаются из нескольких слоев пластмассы, рези­ ны и стали для формирования прочных и гибких трубопроводов, способных выдерживать высокие рабочие давления и обеспе­ чивать транспортировку широкого ряда продуктов. Гибкие тру­ бы имеют большую стоимость материала, однако они обеспечи-

vk422.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

вариантов с учетом конкретных условий строительства и эксплуа­ тации.

Рис. 15.3.4. Пробоотборник, установленный на манипуляторе

подводного аппарата: 1 — кабель; 2 — кронштейн; 3 — контейнер с электродвигателем; 4 — упорная пружина; 5 — редуктор; 6 — насос; 7 — колонковая т руба

В качестве материалов труб в мировой практике строительства нашли применение сталь, коррозионностойкие сплавы, алюминий и некоторые другие. Наибольшее распространение получили стальные трубопроводы.

К числу наиболее распространенных материалов и соответствен­ но конструкций относятся:

1.

2.

Глава 15. Проектирование морских трубопроводов

423

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

вают значительную экономию расходов на укладку. Они могут укладываться с неспециализированных плавучих средств, а это означает, что большие расходы на мобилизацию специального трубоукладочного судна, например к удаленным строительно­ монтажным участкам, могут быть снижены.

Стальное армирование для вьщерживания растяжения и давления (столько слоев, сколько требуется — показано 2)

Оболочки из эластомера

Рис. 15.3.5. Типичная конструкция гибкой трубы

3.П учки труб. Разработка небольших месторождений часто связа­

на с применением определенного центрального эксплуатационного сооружения, окруженного несколькими саттелитными скважинами, для добычи продукта или закачки воды в пласт. Экономичным решением для проблемы монтажа нескольких линий на коротком участке является применение пучка линий. Пучок может состоять из отдельных труб, заключенных в единую трубу-носитель или связанных вместе на берегу.

Труба-носитель выбирается таким образом, чтобы обеспечить пла­ вучесть всего пучка, близкого к нейтральной. Этот пучок труб букси­ руют на место по дну, вблизи него или на среднем уровне по глубине в зависимости от ряда технических соображений, которые включа­ ют условия на трассе буксировки.

Пучок затем размещают на дне, несущую трубу заполняют водой на грунте и отдельные трубопроводы пучка подсоединяют к соответст­ вующему оборудованию. Связывание труб в пучки обеспечивает

vk424.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

значительную экономию средств, если может быть найдена соответст­ вующая площадка на берегу для изготовления таких пучков.

4. Трубы J -образной формы . Они являются альтернативой обычно­ му стояку. J -образную трубу обычно монтируют предварительно на платформе для последующего монтажа, защиты и обеспечения опо­ ры для внутренней трубы, соединяющей верхние строения платфор­ мы с уложенным на дне трубопроводом. J-образные трубы могут под­ держиваться по отдельности или связываться вместе в пучок внутри кессона. Кессон особенно полезен в тех случаях, когда необходимо проводить несколько J -образных труб в ограниченном пространстве.

Конструкция J-образных труб зависит оттого, что предполагается в них располагать, а именно: стальной трубопровод, гибкий трубопро­ вод или обеспечивающие кабели.

J -образные трубы обеспечивают значительную экономию, связан­ ную с уменьшением стоимости конструкции морских сооружений, поскольку при этом исключается необходимость применения соеди­ нительных катушек. Начальный конец трубопровода может быть уло­ жен с соответствующего плавучего средства и затянут в J -образную трубу с помощью лебедок, располагающихся на платформе. Плавучее средство затем перемещается от платформы и выполняет обычные операции укладки трубопровода. Если требуется подсоединить вто­ рой конец трубопровода к платформе через J -образную трубу, то его укладывают петлей и затем втягивают.

5. К о н ст р укц и я « т руба в т р уб е» . Существуют конструкции, в ко­ торых в целях повышения надежности несущая труба не контакти­ рует с окружающей средой — это так называемые конструкции типа «труба в трубе».

Среди них можно выделить две принципиально различные схемы: 1) внутренняя труба работает, наружная используется как защитный кожух; 2) обе трубы работают.

Конструкции типа «труба в трубе» показаны на рис. 15.3.6—15.3.9. Их существенным недостатком является то, что кожух не восприни­ мает нагрузку от внутреннего давления и тем самым не повышает их несущую способность. Кроме того, требуется балластировка всего тру­ бопровода. *

Для более полного использования несущей способности внутрен­ ней и наружной труб было предложено межтрубное пространство заполнять цементно-песчаным раствором (рис. 15.3.9), который после отвердения жестко соединяет обе трубы. В результате получается монолитная двухтрубная конструкция, способная выдерживать зна­ чительно большее внутреннее давление.

vkГлава.com/club15268505015. Проектирование морских| vkтрубопроводов.com/id446425943 425

Рис. 15.3.6. Конструкция трубопровода типа «труба в трубе» без

заполнения меж трубного пространства: 1 — балластирующие грузы; 2 — кож ух; 3 — несущая труба; 4 — центрирующие элементы

Рис. 15.3.7. Конструкция трубопровода типа «труба в трубе»

с теплоизоляцией внутренней трубы: 1,3 — наруж ная и внутренняя трубы; 2 — теплоизоляция

Диаметр внутренней трубы принимают исходя из технологических соображений (пропускной способности), а наруж ны й — исходя из обеспечения возможности прокачки заполнителя (цемент, битум, эпоксидные смолы и т. п.) по межтрубному пространству, а также из обеспечения необходимой плавучести.

6.Б а л л а ст и р о вк а п одводн ы х т рубоп роводов. Балластировка подвод­

ных трубопроводов необходима для их устойчивого положения на дне моря, водоема, реки, озера. Для обеспечения устойчивого положения

vk.4com/club1526850502 6 Часть| vk.IIIcom/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

подводный трубопровод должен иметь отрицательную плавучесть, т. е. полный вес трубопровода в воздухе должен быть больше веса вытесненной им воды.

Рис. 15.3.8. Конст рукция

т рубопровода т ипа «труба в трубе»

с двойной теплоизоляцией:

1 теплоизоляция; 2, 3 наруж ная и

внутренняя трубы

 

Рис. 15.3.9. Конст рукция т рубопровода т ипа «т руба в трубе»

с заполнением меж т рубного прост ранст ва цемент но-песчаным раст вором

Наустойчивость подводного трубопровода большое влияние оказы­ вает объемный вес воды в придонной зоне (при размыве грунта от

vkГлава.com/club15268505015. Проектирование морских| vk.трубопроводовcom/id446425943 4 2 7

действия волн), а также гидродинамическое давление от волнения и течений. Изменение объемного веса воды с 1,0до 1,20— 1,25 т/м 3может привести к уменьшению величины отрицательной плавучести и всплытию трубопровода.

Таким образом, при подсчете веса трубы в воде, кроме значения отрицательной плавучести, следует учитывать и другие факторы, имеющие дополнительное влияние на устойчивость подводного тру­ бопровода. Необходимое значение веса балласта определяется по услов­ ному «удельному весу» трубопровода (отношение веса трубопровода с балластом в воздухе к весу воды, вытесняемой трубопроводом и бал­ ластом) . Так, по американским техническим условиям морские тру­ бопроводы, укладываемые в прибрежных зонах, должны иметь условный «удельный вес» не менее 1,30. В отдельных случаях, в зави­ симости от естественных условий района прокладки, когда при вол­ нениях объемный вес грунтовой смеси в придонной зоне доходит до 1,8 т/м 3, величины условного «удельного веса» морского трубопрово­ да рекомендуется увеличивать до 2.

В практике для балластировки подводных трубопроводов приме­ няют сплошные монолитные бетонные и асфальто-бетонные масти­ ки, наносимые на изоляцию, а также одиночные чугунные, железо­ бетонные или бетонные грузы.

Применение балластных грузов из чугуна связано с большим рас­ ходом металла. В отдельных случаях стоимость балластировки чугун­ ными грузами может в 1,5—2 раза превышать стоимость труб. Поэто­ му в целях экономии металла рекомендуется применять железобетон­ ные грузы. Серьезным недостатком использования бетонных и железобетонных грузов для балластировки подводных и особенно морских трубопроводов являются их сравнительно небольшой объ­ емный вес и, следовательно, необходимость применения большого их количества. Для увеличения объемного веса железобетонных грузов в состав инертных заполнителей вводят утяжеляющие добавки — ге­ матит, железную руду и т. д. — и тем самым объемный вес бетона до­ водят до 2,8—3,0 т /м 3.

Следует отметить, что одиночные грузы могут создавать сосредо­ точенные нагрузки, повреждать изоляцию, затруднять протаскивание их по дну и исключать применение трубозаглубительных механизмов.

Впоследнее время при строительстве морских трубопроводов на­ шли применение пригрузки сплошными покрытиями из бетона, уси­ ленного арматурой, поверх слоя антикоррозионной изоляции.

Вбольшинстве случаев бетонную смесь наносят на поверхность ме­ тодом торкретирования. Армированное бетонное балластное покрытие

vk428.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

является эффективным способом утяжеления морских трубопроводов, особенно большого диаметра. Следует отметить, что вопрос целесооб­ разности прим енения сплошного покры тия из бетона связан с выбранным методом прокладки трубопроводов.

Бетонные и другие сплошные покрытия часто применяют при про­ таскивании трубопровода по дну моря без изгиба или с изгибом по кривой большого радиуса, чтобы предотвратить образование трещин.

Кроме того, сплошное покрытие хорошо защищает изоляцию и дает возможность применять наиболее производительные трубозаглубительные снаряды, перемещающиеся вдоль уложенных трубопро­ водов.

Особый интерес представляют специальные балластные покрытия, в состав которых входит асфальтовая мастика с частицами стеклово­ локна и утяжеляющими материалами. Такие сплошные покрытия имеют одновременно антикоррозионные свойства. Их объемный вес может составлять от 2,08 до 3,84 т/м 3в зависимости от количества до­ бавляемых материалов.

Высокая пластичность этих покрытий исключает образование тре­ щин при изгибе трубопровода в процессе укладки. Применение по­ добных покрытий, являющихся одновременно изоляционными мате­ риалами, допускает укладку трубопроводов методом наращивания с плавучих средств с изгибом в пределах упругих деформаций метал­ ла труб.

Вотдельных случаях в спокойных акваториях с устойчивыми грун­ товыми условиями, а также при прокладке трубопроводов через пой­ менные и заболоченные участки устойчивость может быть обеспече­ на винтовыми или другими видами металлических анкеров.

Внастоящее время для изоляции подводных трубопроводов при­ меняют каменноугольные эмали, битумную мастику и полимерную пленку. В последние годы разработаны напыляемые эпоксидные по­ крытия.

Каменноугольные эмали отличаются высокой сопротивляемостью

котслаиванию, водонепроницаемостью и устойчивостью к химическим реагентам. Однако эти покрытия плохо переносят ударные, нагрузки, имеют низкую абразивную износостойкость, склонны к хрупкому разрушению при низких температурах и размягчению — при высоких.

Битумная мастика в отличие от каменноугольной эмали более изно­ состойка, устойчива к ударным нагрузкам, но обладает меньшей адгезией и гибкостью.

Эпоксидные покрытия изготавливают из смеси эпоксидной пудры, красителя и отвердителя. Их наносят слоем толщиной 0,31—0,64 мм на

vkГлава.com/club15268505015. Проектирование морских| vkтрубопроводов.com/id446425943 429

предварительно подогретую (примерно до 232 °С) поверхность трубы. Эпоксидные покрытия обладают более высокими адгезионными свой­ ствами, гибкостью и устойчивостью к абразивному износу и ударным нагрузкам, но требуют особой подготовки поверхности трубы, включая предварительный подогрев, а также специальной технологии нанесения утяжеляющего покрытия.

РЕЗЮМЕ

Морские трубопроводные системы — сложнейшие технические объекты, работающие в трудных природных условиях. Они являются эффективными средствами транспорта при освоении нефтегазовых ресурсов континентального шельфа морей и океанов. В ближайшие десятилетия с увеличением добычи газа и нефти из месторождений шельфа России потребности в морских трубопроводах будут нарастать.

Ключевым вопросом проектирования морских трубопроводов яв­ ляются выбор и обоснование его основных конструктивных парамет­ ров, таких как материал труб, их наружный диаметр и толщина стен­ ки, способ монтажа, а также защиты от коррозии, обеспечения устой­ чивости и других эксплуатационных характеристик. Окончательную конструкцию морских трубопроводов выбирают после сравнительно­ го технико-экономического анализа различных вариантов с учетом конкретных условий строительства и эксплуатации.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Чем обусловлено развитие морских трубопроводных систем?

2.Охарактеризуйте перспективы морской добычи нефти и газа.

3.Охарактеризуйте основные факторы, подлежащие учету при проектировании морских трубопроводных систем.

4.Чем определяется выбор трассы морского трубопровода?

5.Для чего осуществляется балластировка подводных трубопроводов ?

6.Охарактеризуйте основные конструктивные решения подвод­ ных трубопроводов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Морские трубопроводы / Ю.А Горяйнов, А.С. Федоров, Г.Г. Ва­ сильев и др. — М.: Недра, 2001.

2. Сооружение подводных трубопроводов: Учеб, пособие / Б.В. Са­ мойлов, Б.И. Ким, В.И. Зоненко, В.И. Кленин. — М.: Недра, 1995.

vkГЛАВА16.com/club152685050. МОНТАЖ МОРСКИХ| vk.com/id446425943ТРУБОПРОВОДОВ

16.1.Способы укладки морских трубопроводов

16.2.Пересечение береговой линии

16.3.Буксировка секций на плаву с последующим погружением на дно

16.4.Монтаж трубопроводов с трубоукладочных судов

16.5.Сварка морских трубопроводов

16.6.Изоляция и бетонирование стыков подводных трубопроводов

16.7.Методы и оборудование для заглубления подводных трубопроводов

16.8.Засыпка морских газопроводов

16.9.Обработка внутренней поверхности морских трубопроводов

16.10.Монтаж подводной запорной арматуры

16.11.Очистка полости и испытание трубопроводов

16.12.Контроль качества строительства

16.14.Оборудование для обследования и ремонта морских трубопроводов.

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

16.1. СПОСОБЫ УКЛАДКИ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Способы укладки подводных трубопроводов можно классифици­ ровать следующим образом: 1) протаскивание по дну моря; 2) погру­ жение с поверхности моря; 3) спуск на морское дно с трубоукладоч­ ных судов (рис. 16.1.1).

Способ укладки протаскиванием по дну (рис. 16.1.1а). П еред про­ таскиванием прямолинейная секция трубопровода (1) располагается на роликовых дорожках (2), установленных вдоль трассы. К передне­ му концу секции приваривают оголовок (3) с устройством для креп­ ления троса. Оголовок имеет коническую или сферическую форму, что предотвращает возможность зарывания головного участка трубо­ провода в грунт при протаскивании. От оголовка трос идет к тяговой лебедке, установленной на судне (4). Для уменьшения силы трения трубопровод оснащают разгружающими понтонами (5). *

Способ укладки подну погружением с поверхности моря (рис. 16.1.1 б). Трубопровод (1), поверхность которого, как правило, защищена бе­ тонным покрытием для обеспечения отрицательной плавучести, осна­ щен понтонами (2) для придания ему положительной плавучести. По­ сле установки трубопровода над местом укладки понтоны поочеред­ но отсоединяют, и трубопровод с одной стороны постепенно опускается

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 431

на дно моря. Наибольший изгиб при таком методе укладки бывает в сечениях, расположенных у дна и поверхности воды. Для ускорения погружения трубопровода в него с одной стороны можно закачивать воду. В некоторых случаях для снижения изгибающих напряжений и уменьшения кривизны опускаемого на дно трубопровода к концу плавающей плети прикладывают растягивающее усилие.

Способы укладки МТ с трубоукладочного судна (рис. 16.1.1в и г). Различают три основных метода монтажа трубопровода на борту дви­ жущегося судна: 1) монтаж в горизонтальном или слабонаклонном положении; 2) монтаж в вертикальном положении; 3) разматывание с барабана.

При укладке трубопровода первым — так называемым S-методом — судно (1) при помощи якорных или буксирных устройств перемеща­ ется по трассе, а трубопровод (2), уложенный на рольганги, сходит с палубы (рис. 16.1.1в). К кормовой части корпуса судна обычно кре­ пят стингер 3 прямолинейной или криволинейной конфигурации, являю щ ийся продолжением рольганга и предназначенны й для уменьшения изгибающих напряжений в сечениях укладываемого трубопровода. Наклон стингера может изменяться в зависимости от глубины воды в месте укладки трубопровода. По мере продвижения трубоукладочного судна вдоль трассы трубопровод наращивается при помощи сварочно-монтажного оборудования, установленного на борту судна.

С увеличением глубины воды и диаметра трубопроводов требуют­ ся все более мощные стингеры и возрастают продольные усилия, ко­ торые нужно прикладывать к плети строящегося трубопровода для поддержания его безопасного напряженно-деформированного со­ стояния. Поэтому при строительстве глубоководных трубопроводов в настоящее время все более широкое применение находит второй метод монтажа трубопроводов в вертикальном состоянии (рис. 16.1.1г). Для этого на трубоукладочном судне (1) устанавливают монтажную вышку (2), внутри которой производят наращивание плети. Данный метод обладает меньшей производительностью, которая, однако, мо­ жет быть увеличена путем предварительной сварки отдельных труб в плети по 2, 3 или даже 4 штуки.

При третьем способе с баржи (1) опускают трубопровод (2), пред­ варительно намотанный на барабан (3), через специальное выпрям­ ляющее устройство, а затем по стингеру (4) на дно.

При укладке подводных трубопроводов на больших глубинах боль­ шое значение приобретает необходимость точного регулирования плавучести трубопровода, что достигается применением утяжеляю-

vk.com/club152685050432 |Частьvk.com/id446425943III. Сооружение морских трубопроводов

таскивание трубопровода по

дну; б— укладка трубопровода

с поверхности; в — укладка

трубопровода с судна, имеющего

стингер; г — укладка трубопровода с судна, имеющего монтажную вышку; д укладка трубопровода, намотанного на барабан

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 433

щих покрытий и различных пригрузов или понтонов. Другим возмож­ ным вариантом увеличения веса трубопровода является подсоедине­ ние к укладываемому трубопроводу другого трубопровода, заполняе­ мого водой в процессе укладки.

При этом второй трубопровод можно вводить непосредственно в полость основного и в процессе укладки наполнять водой, выпол­ нять роль пригруза или оставлять пустым в качестве разгрузочного понтона.

Понтоны, используемые для укладки трубопроводов, могут быть мягкими или жесткими. Мягкие понтоны изготавливаются из рези­ ны или пластика, армированного на заводах. Ж есткие понтоны, изго­ товленные из металла или пластмассы, обычно имеют сферическую или цилиндрическую форму и заполняются газом или жидкостью.

16.2. ПЕРЕСЕЧЕНИЕ БЕРЕГОВОЙ ЛИНИИ

Границами морского участка трубопровода является запорная ар­ матура, установленная на противоположных берегах моря. Запорная арматура оснащается автоматикой аварийного закрытия. На концах каждой нитки должны быть предусмотрены узлы пуска и приема очист­ ных устройств и дефектоскопов.

На участке за береговой полосой обычно устанавливают систему аварийной остановки для защиты берегового хозяйства и окружаю­ щей среды от последствий аварийных ситуаций. Краны аварийной остановки должны иметь дистанционное управление. Наземные уста­ новки могут находиться на значительном расстоянии от берега, в этом случае необходима прокладка наземного участка.

Подходы к берегу и прилегающие береговые участки часто явля­ ются экологическими пространствами или представляют собой сель­ скохозяйственные угодья. По этим причинам проектирование и строи­ тельство подходов к берегу должны выполняться таким образом, что­ бы после завершения работ рекультивировать окружающую среду. Если территория является курортной, то необходимо проводить ра­ боты в заранее установленное время.

Участок подхода к берегу состоит из нескольких основных зон, по­ казанных на рис. 16.2.1.

Прибрежная полоса начинается со стороны моря, где прокладку с судов нельзя производить из-за недостаточной глубины, и прости­ рается до отмели, включая приливо-отливную полосу, которая может быть мокрой или сухой, в зависимости от уровня прилива. Это уча­ сток мелкой воды, в котором трубопроводы подвергаются жесткому

vk.com/club152685050434 Часть| vk.IIIcom/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

береговая порода

Рис. 16.2.1. Основные зоны береговой линии

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 435

воздействию окружающей среды — прибою, преломляющимся волнам и сильным течениям.

Береговой полосой называют пространство от верхней точки при­ лива и до скал или дюн.

Уровень земли за береговой полосой может быть ниже уровня моря. Поэтому переход трубопроводов через береговую полосу мо­ жет потребовать применения туннеля и шахты в скалах или разработ­ ки траншеи с перемычками через дюны во избежание затопления.

При пересечении трубопроводом береговой линии применяют сле­ дующие способы строительства:

открытые земляные работы с устройством (в случае необходи­ мости) шпунтовых ограждений на береговой полосе;

направленное бурение, при котором трубопровод протаскива­ ют через предварительно пробуренную скважину на прибреж­ ном участке;

тоннельный способ.

При строительстве трубопровода на прибрежном участке с при­ менением подводных земляных работ могут быть применены следую­ щие технологические схемы:

плеть трубопровода требуемой длины изготавливают на трубо­ укладочном судне и протягивают к берегу по дну заранее подго­ товленной подводной траншеи с применением тяговой лебедки, установленной на берегу или на судне;

плеть трубопровода изготавливают на береговой площадке и за­ тем вытягивают в море по дну подводной траншеи с помощью тяговой лебедки, установленной на трубоукладочном судне.

При выполнении подводных земляных работ разработка траншеи, укладка в нее трубопровода и обратная засыпка грунтом должны быть максимально совмещены во времени с учетом возможного заноса траншеи. При засыпке подводных траншей разрабатывают специаль­ ные мероприятия, снижающие потери грунта за пределами траншеи.

Для защиты береговых склонов от разрушения под воздействием волновых нагрузок, дождевых и талых вод после укладки трубопро­ вода осуществляются берегозащитные мероприятия.

При пересечении береговой линии м ет одом прот ягивания по дну применяют два основных способа — протягивание на берег и в море.

При протягивании на берег трубопровод монтируют на трубо­ укладочном судне, стоящем на якорях около берега. Трубопровод тя­ нут в нужное положение с помощью лебедок, находящихся на берегу или на судне. В последнем случае на берегу устанавливают поворот­ ные блоки.

vk4.com/club1526850503 6 Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

Как правило, применяют две лебедки одинаковой мощности, хотя для коротких участков можно применять только одну. Усилие протя­ гивания можно значительно увеличить путем применения передвиж­ ного блока с двукратным или трехкратным полиспастом.

При прокладке способом протаскивания в море трубопровод мон­ тируют колоннами на берегу и устанавливают в необходимое поло­ жение с помощью тяговой баржи, стоящей на якорях или с помощью буксиров (рис. 16.2.2).

Рис. 16.2.2. Схематический план монтаж а трубопровода методом

прот аскивания в море

Пересечение береговой черты методом направленного бурения мно­ гократно (более 100 раз) применялось для установки трубопроводов, пересекающих водные преграды, особенно в США и на севере Евро­ пы. Его можно использовать и для прокладки трубопроводов в зоне подхода к берегу.

По мере накопления опыта диаметр и длина трубопроводов посто­ янно увеличиваются. Сейчас максимальный диаметр трубопроводов, установленных методом направленного бурения, превышает 1016 мм, а длина—1800 м.

Метод направленного бурения основан на управляемом бурении на­ правляющей скважины с дугообразным профилем, которую затем рас­ ширяют до необходимого диаметра сооружаемого трубопровода. На всех стадиях в скважину подают буровой раствор с целью устранения продуктов бурения, снижения трения и упрочнения стенок скважины.

Для установки трубопровода в зоне подхода к берегу методом на­ правленного бурения применяются два способа.

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 4 3 7

При первом из них трубопровод монтируют на берегу и подтягива­ ют в море через скважину. При втором способе трубопровод подтяги­ вают через скважину на береге судна, оснащенного барабаном.

16.3.БУКСИРОВКА СЕКЦИЙ НА ПЛАВУ

СПОСЛЕДУЮЩИМ ПОГРУЖЕНИЕМ НА ДНО

Способ ук л а д к и М Т м ет одом буксировки секций на п лаву с п осле­ дую щ им погруж ением на дно требует благоприятных гидрологических условий района и с успехом может применяться на допускаемых по расчету глубинах моря при волнении до 3—4 баллов. Порядок произ­ водства работ при прокладке трубопроводов предусматривает изго­ товление на берегу плетей, спуск их на воду, буксировку к месту уклад­ ки и опускание надно.

Сварка труб в плети и их изоляция могут быть выполнены по од­ ной из технологических схем, применяемыхв полевых условиях. Пле­ ти спускают на воду различными способами по узкоколейной дорож­ ке, роликовым опорам и т. д. В отдельных случаях может оказаться целесообразным устройство траншеи, соединенной с морем. Преиму­ щество способа заключается в возможности визуальной проверки правильности расчета плавучести трубопровода и полноты его оснаст­ ки. Если условия на береговом участке не позволяют собирать и опус­ кать плети в траншею, расположенную нормально к урезу воды, то плети можно собирать на лежнях или стеллажах и скатывать в воду по специально устроенной эстакаде или по наклонным лежням.

Готовые к прокладке плети длиной до 3 км буксируют к месту уклад­ ки, соединяют их на плаву и опускают на грунт при небольшой отри­ цательной плавучести, оставляя каждый раз головной конец плети на поверхности воды или на судне для присоединения к нему последую­ щей плети.

При малых диаметрах трубопровода для поддержания плети на плаву применяют поплавки. После буксировки плети на трассу и ее соединения с выходящим из воды ранее проложенным концом поплав­ ки отсоединяют, и плеть опускается надно. В зависимости от приня­ той организации работ головной конец присоединяемой плети может находиться либо на судне, либо на поплавке или плашкоуте. Трубо­ проводы больших диаметров с положительной плавучестью буксиру­ ют к месту укладки без поплавков. Плети таких трубопроводов после присоединения к проложенному концу погружают на дно путем за­ лива в них воды. Вода подается с берегового конца. На головном кон­ це плети монтируют быстросъемную заглушку с шлангом и трос с бу­

vk438.com/club152685050Часть| vkIII..com/id446425943Сооружение морских трубопроводов

ем. Буй фиксирует местоположение конца плети. По шлангу трубопро­ вод продувают сжатым воздухом до момента всплытия его головного конца, затем его подают на судно для присоединения к очередной плети. Аналогичные мероприятия должны быть предусмотрены на случай прекращения работ.

Вотдельных случаях для уменьшения возникающих напряжений

вматериале трубопровода в процессе погружения плети целесообраз­

но заливать в нее не морскую воду, а другую жидкость или раствор

снеобходимым удельным весом.

Втрубопроводах с положительной плавучестью напряж ения уменьшают путем их балластировки одиночными или сплошными гру­ зами. На основе этого принципа иногда используют более надежный способ прокладки на большую глубину при помощи перемещающих­ ся внутри трубопровода балластных грузов в сочетании с поршневым эластичным разделителем, продавливаемым водой.

С пособ укладки морских трубопроводов методом подводной бук­ сировки предусм ат ривает сварку т рубопроводны х секций длиной до

1 5 к м н а б е р е гу с п о сл е д ую щ ей т р а н сп о р т и р о в к о й и х п о д во д о й к м е с ­ т у ук л а д к и . С екц и ю т р уб о п р о во д а , п о д д ер ж и ва ем ую буя м и , б у к с и р у ­ ю т к м е с т у н а зн а ч ен и я на гл уб и н е о к о л о 4 0 м ни ж е п о вер х н о ст и воды .

Зат ем ,

используя для позиционирования буксир,

секцию опускаю т на

м о р с к о е

дн о п ут ем ди ст а н ц и о н н о го за т о п л ен и я

б уев .

При этом может быть использовано несколько вариантов букси­ ровки (рис. 16.3.1).

Поверхностная буксировка (рис. 16.3.1а). Трубопроводе помощью укрепленных на нем поплавков поддерживают на плаву. В большин­ стве случаев такой способ приемлем только в очень спокойных водах, где нет сильного волнения.

Подводная буксировка (рис. 16.3.16). Всю плеть трубопровода кре­ пят к вертикальным цилиндрическим буям, находящимся на поверх­ ности воды, таким образом, чтобы плеть оказалась ниже зоны актив­ ного воздействия волн.

Придонная буксировка (рис. 16.3.1в). На трубопроводе укрепля­ ют поплавки и специальные пригрузы в виде цепей. Офщую плаву­ честь системы рассчитывают таким образом, чтобы трубопровод пла­ вал над морским дном, а часть цепей находилась на морском дне. При данном способе трубопровод устойчив к воздействию волн и течений, однако имеются ограничения по условиям морского дна, которое должно быть достаточно гладким и ровным.

Буксировка с контролем глубины (рис. 16.3.1г). Д анны й способ является разновидностью придонной буксировки. Плавучесть систе­

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 4 3 9

мы рассчитывают таким образом, чтобы подъемные силы, действую­ щие на пригрузы в процессе буксировки, подняли плеть со дна. При снижении скорости буксировки ниже определенного значения тру­ бопровод «зависает» над дном.

Контроль и позиционирование (рис. 16.3.1 а). Плети свариваю т на береговых рабочих площадках с последующим спуском их на воду в от­ сутствие волнения моря. После окончания сварочных работ плети крепят к системе несущих буев, буксируют к месту укладки и размеща­ ют над проектной трассой.

"

А А Л f c r K

А -А —Л Л^А -Л-Лг —

— ---------

 

-------- -------------------

- —

-40 н ----------------

 

 

^

лм

■Л Л А - А -Л — Л Л A A

-Я * -

_г40 м

3

___ 4_____________

а ^ А А л

7 У Д -^\

 

-40 м

шш^ ~

Рис. 16.3.1. Подводная буксировка и укладка протяженных

трубопроводных плетей: I (а) — буксировка; II (б) — закрепление; I I I (в) — спуск в траншею; I V (г ) — соединение; 1 — поверхность моря; 2 — плавучие буи; 5 — точка закрепления; 4 — высвобож ден­ ные буи; 5 разм ещ ение судов для соединения

vk4.4com/club1526850500 Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

Во время проведения операций с целью уменьшения внутренних напряжений буи разгружают в несколько приемов. Для изменения положения трубопровода применяют натяжные устройства, причем в случае укладки стальных трубопроводов без наружного антикорро­ зионного покрытия проблем, как правило, не возникает. При укладке трубопроводов с твердым покрытием (эпоксидной изоляцией) на прак­ тике случались проблемы, связанные с пониженной прочностью по­ крытия и ее зависимостью от погрешностей позиционирования плети при транспортировке и укладке на морское дно.

Таким образом, придонная буксировка труб с последующей их укладкой на дно применима практически для всех типов трубопрово­ дов, которые сооружают с использованием трубоукладочных судов.

Преимущество данного метода заключается в минимуме используе­ мой техники и оборудования (необходим лишь ведущий буксир с систе­ мой контроля и одно или два вспомогательных суднадля сбора буев). Такой метод экономичен и особенно эффективен при подводной укладке изоли­ рованных труб, труб с подогревом или пучков трубопроводов.

16.4. М ОНТАЖ ТРУБОПРОВОДОВ С ТРУБОУКЛАДОЧНЫХ СУДОВ

Наиболее распространенным методом в данном классе является так называемый S-метод. При этом применяют следующую технологию трубоукладки:

со склада трубы подают на вспомогательную монтажную линию с помощью передвижного крана малой грузоподъемности;

на вспомогательной монтажной линии трубы подвергают раздел­ ке кромок, центрируют и сваривают в секции из двух или трех труб, причем качество сварки проверяется средствами рентге­ нографического или ультразвукового контроля;

секции труб перемещают на основную монтажную линию с по­ мощью поперечного конвейера;

• на 1-м рабочем посту монтажной линии секцию труб стыкуют

струбопроводом, центрируют и накладывают корфгаой шов;

трубоукладочное судно перемещается по трассе на длину секции, стык секции и трубопровода перемещается на 2-й пост, где накла­ дывают последующие слои сварного шва, затем на 3-й, 4-й и последующие сварочные посты. В зависимости от принятой тех­

нологии количество постов на линии может составлять от 3 до 6;

• стык секции и трубопровода в результате перемещения судна по трассе попадает на пост неразрушающего контроля сварного

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 441

шва, затем на пост очистки и изоляции стыка и далее на пост обетонирования стыка (если это предусмотрено технологией); далее трубопровод спускается в воду.

При проведении трубоукладочных операций запас труб, как наи­ более расходуемая статья запасов, обусловливает автономность тру­ боукладочного судна. Поэтому на большинстве трубоукладочных су­ дов складское хозяйство занимает около 70% площади верхней палу­ бы и значительную часть грузоподъемности. Это обеспечивает 5-10-суточную автономность работы. Как правило, склад труб пред­ ставляет собой площадку на верхней палубе, огражденную верти­ кальными опорами, предотвращающими раскатывание труб во время волнения.

В состав вспомогательной монтажной линии входят устройства для перемещения труб и секций, станок подготовки кромок под сварку, детектор качества покрытия и наружный или внутренний центратор, сварочное оборудование, средство контроля качества сварки, устрой­ ства изоляции стыка и средства вырезки и ремонта дефектного участ­ ка шва.

Кроме перечисленного оборудования, в состав основной монтаж­ ной линии входят натяжное устройство и средства обетонирования стыка. В последнее время обетонирование, как правило, не проводят, а стык изолируют слоем битума, полиэтиленовой лентой или термо­ усадочной муфтой.

Натяжное устройство создает растягивающее усилие, которое не­ обходимо приложить к укладываемому трубопроводу при значитель­ ных глубинах укладки для увеличения радиуса кривизны провисаю­ щего участка плети и соответственно уменьшения изгибающего мо­ мента в пролете. Как правило, натяжное устройство состоит на двух-трех силовых блоков, создающих суммарное натяжение трубо­ провода до 150 тс.

Специальное спусковое устройство (стингер), чаще всего выполнен­ ное в виде наклонной кормовой рамы ферменной конструкции, служит Для поддержания и формирования радиуса кривизны верхней части укладываемого трубопровода. Большинство трубоукладочных судов II и III поколений оборудованы криволинейным (S-образным,/ стингером, по длине которого вес поддерживаемого участка трубопровода распределяется равном ерно. Длина стингера назначается в зависимости от глубины укладки и диаметра трубопровода. На тру­ боукладочных судах, предназначенных для сооружения трубопрово­ дов диаметром до 1400 мм на глубинах до 300 м, длина стингера может Достигать 120 м. Обычно стингер выполняют 2—3-секционным с ре­

vk442.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

гулируемыми углами между секциями. Последняя секция входит в во­ ду на глубине до 8 м с углом наклона до 40° к горизонтали.

Рассмотренный выше S-метод монтажа морских трубопроводов имеет ограничение по глубине воды, так как горизонтального усилия трубоукладочного судна может оказаться недостаточно для создания требуемого напряженно-деформированного состояния трубопрово­ да. Поэтому в настоящее время при строительстве трубопроводов на больших глубинах все более широкое применение находит J-метод, также получивший свое название по форме кривой, которую принима­ ет трубопровод в процессе монтажа.

Основные особенности J -метода состоят в том, что для стыковки и центровки секции труб с трубопроводом необходим подъемник для подачи секции на наклонную площадку (спусковую раму); со­ единение трубопровода с секцией осущ ествляется на одном рабочем постус помощью сварного, муфтового или коннекторного соединения; спуск трубопровода осуществляется прямое борта или кормы судна без применения стингера, так как при этом способе укладки у опускаемой плети отсутствует верхний выпуклый уча­ сток.

Контроль за напряженно-деформированным состоянием нижне­ го вогнутого участка осуществляется с помощью регулируемого на­ тяжения и угла наклона рабочей площадки (монтажной вышки). При этом следует отметить, что прикладываемое к трубопроводу усилие может быть существенно выше, чем при S-методе, так как вертикаль­ ная сила обеспечивается не якорями или подруливающими устройст­ вами (трастерами), а грузоподъемностью самого судна, которое мо­ жет достигать нескольких десятков тысяч тонн.

Одним из таких судов является трубоукладочное судно S-7000 «Saipem» (рис. 16.4.1; см. цветную вклейку), модифицированное на базе плавучего крана грузоподъемностью 2x7000 т. Для выполнения трубоукладочных операций по J-методу на судне была установлена вышка высотой 134 м, включающая два рабочих поста. На первом (верх­ нем) выполняют автоматическую сварку, на втором (нижнем) — неразрушающий контроль и изоляцию монтажных стыков.

Для увеличения производительности работ, проводимых в мор­ ских условиях, трубы предварительно сваривают на берегу в плети по четыре, таким образом, за один монтажный цикл длинатрубопровода увеличивается сразу на четыре трубы, что составляет 48,8 м. Бла­ годаря этому максимальная скорость строительства морского участ­ ка газопровода «Россия—Турция» по дну Черного моря (проект «Го­ лубой поток») превышала 4 км/сут. В пространстве монтажной вышки

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 443

между постами расположены три натяжных устройства гусеничного типа, каждое из которых способно развивать усилие до 175 тс.

Для надежной фиксации трубопровода в аварийных ситуациях и при ремонте сварных швов на нижнем посту на судне S-7000 установлен зажим грузоподъемностью 1100 тс.

Для строительства гибких или стальных трубопроводов небольшо­ го диаметра применяют метод разматывания с барабана, который в специальной литературе получил название G-мегода.

Принцип максимизации времени работ на берегудля минимизации дорогостоящего времени работ в морских условиях, характерный для всех процессов строительства и эксплуатации подводных объектов, также применим к G -методу, при котором длинную плеть трубопрово­ да изготавливают на берегу и наматывают на барабан большого диаметра. При укладке трубопровод, который был пластически дефор­ мирован в процессе намотки, разматывают с помощью спрямляюще­ го приспособления для «расправления» кривизны, после чего он ло­ жится на дно по мере продвижения судна вперед.

В ряде случаев данный метод укладки может конкурировать с мон­ тажом со специализированных трубоукладочных судов. Для намотки трубопроводов диаметром до 10” барабан и спрямляющее устройство могут быть изготовлены с учетом установки их на существующее пла­ вучее средство.

Преимуществом данного метода является более быстрая укладка в морских условиях, чем это может быть достигнуто при использова­ нии обычных трубоукладочных судов. Кроме того, возможно также намотать на барабан одновременно несколько отрезков трубопрово­ да и таким образом смонтировать сразу несколько линий меньшего диаметра до того, как судно с барабаном вернется в порт для повтор­ ной загрузки.

При сматывании трубопровода с горизонтально или вертикально расположенного на палубе барабана используют следующую техно­ логию:

*на береговой базе трубы сваривают в трубопровод по традици­ онной технологии;

*по мере наращивания трубопровод навивают на барабан со ско­ ростью до 1,0 км/ч. Навивка осуществляется через изгибающий механизм, придающий трубопроводу предварительную кривиз­ ну. Возникающие при этом напряжения не превышают напря­ жений в трубопроводе при укладке;

*съемный барабан с трубопроводом устанавливают на палубе тру­ боукладочного судна. Если барабан на судне установлен стацио­

vk44.4com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943Сооружение морских трубопроводов

нарно, то навивка трубопровода осуществляется на судне, при­ швартованному береговой базы, где наращивают трубопровод;

трубоукладочное судно идет в район трубоукладки. Во время пе­ рехода можно проводить контроль навивки трубопровода, со­ стоящий в продувке и опрессовке трубопровода водой;

конец трубопровода крепят к стояку платформы или сваривают с концом уже проложенного участка трубопровода;

трубоукладочное судно перемещается по трассе и укладывает тру­ бопровод. Развиваясь с барабана, трубопровод проходит через выпрямляющее устройство и по роликовой дорожке спускается через кормовой слип в воду.

Растягивающее усилие, необходимое при укладке, создается совмест­ ной работой натяжителя и механизма привода барабана.

В основное технологическое оборудование трубоукладочных су­ дов барабанного типа входят натяжитель, выпрямляющее устройст­ во и барабан с трубопроводом.

16.5. СВАРКА МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Ручные методы сварки МТ. П ри сооружении подводных перехо­ дов магистральных нефтегазопроводов широкое применение получи­ ла ручная электродуговая сварка. Этот метод сварки ввиду специфи­ ческих особенностей строительно-монтажных работ продолжает при­ меняться в условиях Каспийского моря при прокладке морских трубопроводов.

Технологии автоматической сварки МТ. П рим енение автомати­ ческих методов сварки при строительстве морских трубопроводов обусловлено прежде всего необходимостью обеспечения высокого ка­ чества сварных соединений в связи со сложностью условий эксплуа­ тации и ремонта.

Соединения труб при строительстве могут выполняться с исполь­ зованием различных организационных схем, например:

• с предварительной сваркой труб в двухили четырехтрубные секции, которые затем сваривают в непрерывную нитку;

сваркой отдельных труб в непрерывную нитку. Сварка выполняется одним из следующих способов:

автоматическая или полуавтоматическая сварка в среде защит­ ного газа плавящимся или неплавящимся электродом;

автоматическая или полуавтоматическая сварка самозащитной проволокой с принудительным или свободным формированием металла шва;

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 445

ручная сварка электродами с покрытием основного типа или с цел­ люлозным покрытием;

электромонтажная сварка непрерывным оплавлением с после-

сварочной термической обработкой.

При сварке двухили четырехтрубных секций на вспомогательной линии может применяться также автоматическая сварка под флюсом.

Перед началом работ принятые к использованию способы сварки, сварочное оборудование и материалы должны быть аттестованы в при­ сутствии представителей Заказчика на трубоукладочном судне. Сварщики должны быть аттестованы в соответствии с действующи­ ми нормами. Сварщики, выполняющие сварку под водой, должны пройти обучение и специальную аттестацию в камере под давлением с имитацией условий работы на дне моря.

Кольцевые сварные соединения подвергают 100% радиографиче­ скому контролю с дублированием 20% стыков автоматизированным ультразвуковым контролем с записью результатов контроля. При тол­ щине стенки свыше 25 мм 100% ультразвуковой контроль является обязательным.

Приемка сварных соединений производится в соответствии с тре­ бованиями технических условий на сварку и неразрушающий кон­ троль труб, включающих нормы допустимых дефектов в сварных швах.

16.6. ИЗОЛЯЦИЯ И БЕТОНИРОВАНИЕ СТЫКОВ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Как показала практика, себестоимость заполнения технологиче­ ских разрывов высокопрочным быстросхватывающимся бетоном не превышает затрат в случае применения в тех же целях пенополиуре­ тана или мастик. Бетон более пригоден для использования в морской среде без опасности его разрушения и обеспечивает надежную защиту сварных стыков труб. По своим прочностным и весовым характери­ стикам применяемый бетон отвечает всем требованиям и является экологически безопасным по отношению к чувствительным экосисте­ мам морских акваторий.

Применение высокопрочного быстросхватывающегося бетона для заполнения разрывов пригружающего покрытия позволяет достичь оптимального распределения напряжений на стыках и повысить их защищенность.

Уретановые составы, используемые в качестве добавок к бетонной смеси, не всегда пригодны для использования в морской среде, осо­

vk4 4.com/club1526850506 Часть| vkIII..com/id446425943Сооружение морских трубопроводов

бенно при длительном сроке службы трубопровода, который может достигать 80 лет. Полиуретановые пенопласты характеризуются слиш­ ком малой плотностью, а утяжеленные уретановые композиции пред­ ставляют потенциальную биологическую опасность и не полностью совместимы с антикоррозионной изоляцией труб.

Поэтому при сооружении подводных трубопроводов нередко при­ меняют высокопрочный быстросхватывающийся серобетон, разрабо­ танный и запатентованный Горным бюро США. Патентованный серобетон представляет собой цементный состав на основе модифи­ цированной серы с обычными наполнителями. Бетонную смесь вы­ пускают в гранулированном виде и расфасовывают в мешки с грузо­ выми петлями для удобства перевалки с помощью кранов или погруз­ чиков, оборудованных вилочными захватами. Поскольку гранулы нечувствительны к погодным условиям, то не требуется предусмат­ ривать специальные мероприятия по перевалке и хранению бетон­ ной смеси.

Технология бетонных работ заключается в следующем. Гранулы бе­ тонной смеси через бункер загружают в битумный котел и нагрева­ ют до температуры плавления, составляющей 115—120 °С. Такая тем­ пература не опасна для муфт с термоусадкой и антикоррозионной пленки, используемых для изоляции сварных швов. Для нанесения покрытия из высокопрочного быстросхватывающегося бетона на монтажные стыки труб можно применять оборудование, используе­ мое при работах с горячими мастиками.

После расплавления гранул бетонную смесь заливают в многора­ зовую опалубку, установленную вместе с арматурой над обетонируе­ мым стыком трубопровода. Во избежание образования пустот бетон уплотняют с помощью вибраторов. После заполнения формы бетоном для ускорения отвердения смеси поверх нее обычно устанавливают охлаждающий водяной кожух, который затем удаляют.

На процесс отвердения уходит от 4 до 10 мин, после чего бетон при­ обретает прочность на сжатие порядка нескольких тысяч кПа, а еще через час — твердость, соответствующую твердости бетонного покры­ тия труб из портландцемента. %

16.7. МЕТОДЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАГЛУБЛЕНИЯ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Трубопроводы, прокладываемые по морскому дну без заглубления, в большей степени подвержены воздействиям подводных течений и коррозии, чем заглубленные в грунт.

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 447

В настоящее время используютдва основных метода заглубления под­ водных трубопроводов в грунт. Первый аналогичен наземному: морской трубопровод укладывают в заранее разработанную траншею, которую затем засыпают. Недостаток этого метода заключается в том, что зем­ снаряды не могут быть применены при работе на глубинах более 20 м.

При втором способе трубопровод укладывают непосредственно на дно, а специально оборудованное судно следует вдоль этой трассы, раз­ мывая и отсасывая из-под него грунт при помощи мощных струйных насосов с давлением около 100 кг/см2. Основной недостаток этого спо­ соба заключается в необходимости использования судов со сложным автоматизированным оборудованием, стоимость сооружения и экс­ плуатации которых высока из-за узкой области их применения.

В последнее время широкое применение получил взрывной метод, который позволяет образовыватьтраншеи протяженностью 1000—2000 м и глубиной около 2 м. Этот метод применяют самостоятельно и в со­ четании с первым при разработке скальных и труднодоступных участ­ ков трассы. Окончательная доводка траншеи осуществляется грей­ ферным земснарядом. Засыпка траншеи в этих случаях производит­ ся при помощи специального устройства, буксируемого по дну, фунтом, извлеченным на первом этапе работ.

Технология заглубления подводных трубопроводов, предварительно проложенных по дну водоема, включает в себя следующие операции:

спуск рабочего органа или всего трубозаглубительного агрегата на трубопровод;

предварительную установку агрегата на трубопроводе;

пуск механизмов для разработки грунта и заглубления агрегата

сего установкой в рабочее положение;

пуск ходовых и грунторазрабатывающих механизмов агрегата и заглубление трубопровода;

повторные (при необходимости) проходы агрегата с реверсиро­ ванием направления его движения для заглубления трубопро­ вода на требуемую величину;

демонтаж трубозаглубителя с трубопровода и его подъем на ба­

зовое судно.

Одним из основных параметров, определяющих универсальность трубозаглубителя, возможную глубину работы и сложность его конст­ рукции, является степень его автономности при работе. По этому па­ раметру трубозаглубители можно подразделить на следующие классы:

1. Грунтозаборные устройства, конструктивно связанные с судномносителем жесткой рамой, по которой производится подача ра­ бочей жидкости или транспортировка разработанного грунта.

vk4.com/club1526850504 8 Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

2.Грунтозаборные устройства, конструктивно не связанные с суд­ ном-носителем; спуск их на трубопровод производится с борта судна-носителя.

3.Автономные земснаряды с погружным гидроили электропри­ водом рабочих устройств и движителей.

Трубозаглубители подразделяются по следующим принципам дей­ ствия: разработка грунта под трубопроводом и его транспорт к надвод­ ному суднудля дальнейшей доставки к месту отвала; разработка и отвал грунта непосредственно за бровку траншеи; изменение ф изико­ механических характеристик грунта путем его псевдоразжижения подачей большого количества воды в грунтовой массив или ликвида­ ции структурных связей между частицами грунта за счет приложе­ ния к нему вибрационных нагрузок.

В последнем случае грунт проявляет тиксотропные свойства, обес­ печивающие погружение трубопровода до более плотного слоя грун­ та или до момента прекращения воздействия на грунтовой массив. По способу воздействия на грунтовой массив при его разработке трубо­ заглубители делятся на агрегаты с механическими, гидравлическими и гидропневматическими рыхлителями. Грунт из траншеи удаляется путем гидромониторного размыва; размывом грунта гидропневмати­ ческой струей; всасыванием разрыхленного грунта гидроэжектором, пневмоэжектором или землесосами.

Земснаряды. Земснаряд фирмы «Sub Sea oil Services» —S.S.O.S. (Ита­ лия), также называемый S-23, общей длиной 17 м может работать на глубине до 60 м. Для транспортировки земснаряд может быть разобран на отдельные блоки, наибольший из которых весит 35 т (рис. 16.7.1).

Земснаряд S-23 оборудован средствами плавучести, благодаря ко­ торым его можно буксировать на место производства работ и погру­ жать на дно путем заполнения водой балластных резервуаров. Отри­ цательную плавучесть земснаряда, который на воздухе весит 61т, можно регулировать в пределах от 0 до 50 т.

Земснаряд S-23 объединяет свойства бульдозера и водолазного колокола. На понтоне, имеющем затопляемые продольные отсеки, смонтирована сферическая водолазная камера, из которой водолаз осуществляет контроль и управление производством подводно-техни­ ческих работ. Внутри камеры поддерживают нормальное атмосфер­ ное давление. Механическую работу под водой и разработку траншеи вдоль трассы осуществляют фрезерным рыхлителем, который при помощи кронштейна закреплен на переднем конце понтона. Рыхли­ тель может перемещаться в вертикальном или горизонтальном на­ правлении, обеспечивая глубину прорези отО до 2,4 м и ширину от 1,8

vkГлава.com/club15268505016, Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 4 4 9

до 4,5 м. Фрезерный рыхлитель спроектирован для образования проре­ зи с наклонными стенками в дне из мягкого грунта. Рабочая скорость движения снаряда составляет 128 м/ч, производительность по грунту в зависимости от его вида — до 250 м3/ч. Снаряд S-23 перемещают по дну при помощи двух лебедок и тяговых тросов, прикрепленных к якорям или сваям. Данный способ перемещения можно использовать при любом рельефе дна.

Рис. 16.7.1. Земснаряд S-23

Снаряд S-23 обслуживает надводное судно, оснащенное генерато­ ром. Силовой кабель, магистраль воздухоснабжения и коммуникаци­ онный кабель, соединяющие S-23 с судном, скреплены вместе.

Для заглубления трубопроводов, предварительно проложенных по дну, итальянская компания «Sub Sea Oil Services» разработала подвод­ ный земснаряд В-70. В отличие от S-23 для его установки не требуется обслуживающий персонал. Машину собирают на трубопроводе, ле­ жащем на дне моря. При помощи затопляемых отсеков салазки ма­ шины устанавливают над трубопроводом таким образом, чтобы обес­ печить возможность разработки под ним грунта посредством 4 фре­ зерных рыхлителей, расположенных под трубопроводом по обе стороны от его продольной оси. Разрабатываемый грунт удаляют по дополни­ тельному трубопроводу с помощью сжатого воздуха. Разработке грунта способствуют водяные сопла, установленные вокруг рыхлителей. Компрессор расположен на борту вспомогательного судна, которое служит также для перемещения снаряда В-70 при помощи тягового троса и лебедки с гидравлическим приводом. Скорость перемещения над трубопроводом может достигать 30 м/ч.

Компанией «American Marine and Mashinery» (США) разработан земснаряд с поднимаемой домкратами рабочей платформой, предна­

vk450.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

значенный для работы в зоне прибоя. Земснаряд снабжен опорами высотой Эми может работать на глубинах до 6 м. Нижний корпус уста­ новлен на восьми тракторных колесах, обеспечивающих перемеще­ ние земснаряда вдоль разрабатываемого котлована без опускания платформы на домкратах. Дизельный двигатель мощностью 500 л. с. приводит в движение установленный на палубе насос с трубопровода­ ми диаметром 25 см.

Траншеекопатели. В ФРГ разработан подводный траншеекопатель, предназначенный для работы на глубинах до 4800 м. Траншеекопа­ тель смонтирован на гусеничном ходу и связан шлангом с промежу­ точной подводной станцией, расположенной на глубине 48,0 м. Вы­ нимаемый из траншеи грунт поступает в промежуточную станцию, а оттуда его перекачивают на вспомогательное надводное судно.

На ходовой части траншеекопателя установлена кабина управле­ ния контрольными приборами, системой освещения и телекамерой. К кабине присоединена стрела длиной 15 м с укрепленной на ней зем­ лесосной или режущей головкой. Поворачивая кабину, можно подго­ товить траншею шириной до 20 м. Подъем и опускание стрелы с зем­ лесосной головкой осуществляют гидравлическим приводом.

Внутри промежуточной станции, выполненной в виде вертикаль­ ной капсулы длиной 25 м, поддерживают атмосферное давление. Кап­ сулу располагают таким образом, чтобы пульпа поступала только за счет перепада гидростатического напора. В промежуточной станции происходит разделение грунта и воды, которые затем подают на над­ водное судно.

В основании капсулы расположена балластная цистерна, при по­ мощи которой капсулу можно поднимать и опускать на любую задан­ ную глубину. С траншеекопателем капсула соединена силовыми ка­ белями и проводами системы управления. С надводным судном кап­ сула связана трубопроводом для подачи разработанного грунта на поверхность и трубопроводами большого диаметра, обеспечивающи­ ми доступ в капсулу обслуживающего персонала, а также подачу не­ обходимых материалов. По этим же трубопроводам проходят сило­ вые кабели и коммуникации.

Платформы. Голландской фирмой «I. Н.С.Holland» создан проект шагающей платформы, предназначенной для дноуглубительных ра­ бот в условиях, когда плавучий земснаряд не способен их выполнить из-за сильных волн и течений.

L-образный понтон имеет три опоры. Подъемная рама разрыхли­ теля прикреплена так, что может поворачиваться между двумя сторо­ нами понтона. Поворот рамы производится с помощью лебедок или

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 451

стальных канатов, а ее подъем и спуск — с помощью гидравлических цилиндров (рис. 16.7.2). Грунтовой насос установлен внутри рамы раз­ рыхлителя. Понтон имеет машинное отделение, рабочее место для ремонта разрыхлителя, бункер, склад и жилые помещения.

Платформа предназначена для разработки грунта на максимальной глубине 25 м; ширина прорези грунта при одном проходе равна 41 м.

Устройство разрыхлителя рассчитано на большие напряжения, что позволяет эффективно разрабатывать грунт, состоящий из уплотнен­ ного песка, глины и скальных пород. В мягком грунте производитель­ ность можно увеличить установкой большого разрыхлителя.

Платформа перемещается при помощи трех двойных роторных свай. Максимальная скорость ее передвижения около 8,80 м/ч. Наи­ большая длина L-образного понтона 30 м. Рама разрыхлителя в под­ нятом положении выступает на 22 м. Длина опоры 38 м. При глубине всасывания 25 м и проникании разрыхлителя на 2 м платформу мож­ но поднять на 4 м выше уровня воды. Грунтовой насос и разрыхли­ тель приводятся в действие электродвигателем мощностью 500 л.с.

vk.4com/club1526850505 2 Часть| vk.IIIcom/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

Буровзрывной метод. При разработке подводных транш ей в скаль­ ных породах морского дна часто применяют буровзрывной метод. Однако в сложных условиях приливных течений и волнений моря не всегда возможно проведение буровых работ со специальных судов. В таких случаях приходится находить новые решения и создавать спе­ циальные технические средства.

По заказу компании ARAMCO фирма DRENCO (ФРГ) предложила способ разработки скальной породы на дне моря при помощи буро­ взрывных работ и черпания.

С учетом неблагоприятных метеорологических условий в районе строительства была применена самоподнимающаяся платформа. Кор­ пус платформы представляет собой сварную конструкцию, опираю­ щуюся на 3 опоры решетчатого типа. На нижнем конце опоры смон­ тирован резервуар диаметром 5,5 м и высотой 3,0 м. Буровые станки установлены на двух вращающихся консолях длиной 38 м, представ­ ляющих собой спаренные балки коробчатого сечения. Опорой кон­ солей служит стальная конструкция высотой 23 м с двумя поворот­ ными мачтами. На этих мачтах установлено по два гидроцилиндра, обеспечивающих поворот консолей на 180°. Общий вес платформы, включая опоры, дополнительные устройства для буровых станков, консоли и надстройки, составляет около 770 т.

Буровой станок смонтирован на подвижной тележке с электрическим приводом. Тележка может перемещаться по всей длине консоли. Буро­ вая колонна, состоящая из обсадной трубы, жестко соединенной с буро­ вой тележкой и подвешенной внутри нее на тросе буровой штангой, про­ ходит сквозь 1,5-метровую щель между коробчатыми балками. Буровая колонна имеет переменное сечение: в верхней части диаметр 550 мм, в средней — 380 мм. Нижняя часть длиной 3 м и диаметром 185 мм снаб­ жена кольцевой буровой коронкой. Для дробления керна внутри обсад­ ной трубы вращается тяжелая буровая штанга длиной 6 м и весом 1,8 т. Штанга, подвешенная на тросе, может передвигаться независимо от об­ садной трубы. Трехступенчатая буровая коронка штанги в процессе бу­ рения опережает обсадную трубу примерно на 20 см. Крутящий момент обсадной трубы передается на коронку штанги через три косых захвата.

После достижения заданной глубины бурения буровую итангу под­ нимают и открывают загрузочный клапан в обсадной трубе. В осво­ божденную полость обсадной трубы опускается взрывной заряд ве­ сом 12,5 кг. После подъема обсадной трубы примерно на 4,5 м над уров­ нем дна приводят в действие электрический запал.

После взрыва буровой станок переводится в следующую позицию поворотом консоли или передвижением буровой тележки. Время бу­

vk.Главаcom/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 453

рения одного шпура в зависимости от глубины бурения и крепости породы составляет 10—15 мин. С одной позиции можно пробурить до 440 шпуров, что соответствует 2400 м2 взрываемой поверхности.

Черпание раздробленной скальной породы производили землечер­ палкой, подготовленной для работы на большой глубине при значитель­ ных нагрузках.

Подводный бульдозер. Японской компанией «Komatsu» разрабо­ тан подводный бульдозер, который может успешно работать на глу­ бинах до 60 м (рис. 16.7.3).

Рис. 16.7.3.Подводныйбулъдозер«Komatsu»

Бульдозер оснащендвигателем с турбонадувом модели «Komatsu S6D155». В отличие отдвигателя стандартного исполнения были модифицирова­ ны вентилятор и воздухопровод, а также установлен воздушный ком­ прессор, обслуживающий систему управления.

Большая мощность и тяжелый вес машины в целом обеспечивают высокую производительность разработки выемок с перемещением большого количества грунта.

Для предотвращения уноса перемещаемого грунта водой подвод­ ный бульдозер оснащен фартучным устройством для захвата и пере­ мещения грунта. В корпусах силовой линии (гидротрансформатор, коробка передач, карданная передача и т. д.) предусмотрен регулиро­ вочный механизм, с помощью которого автоматически создают внут­

vk4.5com/club1526850504 Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

реннее давление, равное наружному давлению воды 0,3-0,45 кг/см2 для защиты уплотнений и предупреждения попадания воды.

Плужные устройства. Применение плужных устройств является одним из наиболее распространенных способов заглубления морских трубопроводов. При этом обеспечивается высокая производитель­ ность и минимальное воздействие на окружающую среду, так как раз­ рабатываемый грунт располагается на бровках траншеи и не рассеи­ вается в воде.

При укладке трубопровода с трубоукладочного судна плужное устрой­ ство можно протаскивать непосредственно этим же судном.

Если у трубопровода бетонное покрытие отсутствует, то для исклю­ чения повреждения изоляции трубопровод должен располагаться над плугом. Во избежание появления вертикальной составляющей тяго­ вого усилия, действующего на плут, увеличивают длину провисающего участка укладываемого трубопровода путем создания дополнительно­ го натяжения или оснащения понтонами.

Прокладка трубопровода с заглублением в грунт может осуществ­ ляться также способом протаскивания трубопровода по дну моря, вблизи дна или в виде упругоискривленной змейки. При этом плуг устанавливают перед оголовком протаскиваемой плети трубопрово­ да. Может быть также использована прокладка трубопровода путем протаскивания длиномерной плети с одновременным заглублением

вдно.

16.8.ЗАСЫПКА МОРСКИХ ГАЗОПРОВОДОВ

На рис. 16.8.1 изображены возможные схемы защитной засыпки трубопроводов.

Технология подачи и точного размещения частиц твердых пород на дне моря основана на применении труб специальной конструкции для засыпки таких материалов с борта судна. Конструкция системы, оснащенная видеокамерами и импульсными приемопередатчиками, позволяет следовать вдоль трассы подводных трубопроводов, уложен­ ных на глубинах до 160 м. С помощью этой системы можно не только точно разместить материал засыпки, но и регулировать е?о толщину.

Метод засыпки песком и частицами твердых горных пород можно использовать также для снижения теплоотдачи продуктов, транспор­ тируемых по магистральным трубопроводам и по выкидным линиям между подводными скважинами и установками по переработке.

В качестве примера можно привести нефтяное месторождение Несс в Северном море, эксплуатируемое фирмой Mobil North Sea Ltd,

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 4 5 5

на котором трубопроводы первоначально не были изолированы, алишь уложены в траншеи, отрытые транш еекопателем на гусеничной тележке. После начала эксплуатации из-за низкой температуры пото­ ка (6°С) на стенках трубопроводов стал осаждаться парафин и увели­ чилась вязкость нефти, было отмечено снижение добычи, сопровож­ давшееся резким падением давления в системе.

2

4

Рис. 16.8.1. Защитные насыпи над трубопроводами; а — для м орского т рубопровода, улож енного в траншею; б для м орского

незаглубленного т рубопровода; 1 —

слой из частиц т вердой

породы; 2 слой песка; 3 бермы

из частиц т вердой породы;

4— защ итный слой из частиц т вердой породы; 5 — песчаная смесь

Всоответствии с технико-экономическим обоснованием для обес­ печения защиты и теплоизоляции трубопроводов была применена засыпка песком и гравием. С учетом использования существующей траншеи слой засыпки включал в себя 0,3 м песка и 0,5 м отсортиро­ ванной горной породы. Для выполнения работ выбрали судно Seaway Sandpiper, оборудованное специальной трубой для точного размеще­ ния материала засыпки.

Фактическая длительность работ составила 30 суток. Всего было уложено 28 500 т песка и 3120 т горной породы. В течение недели по­ сле завершения работ температура продукции на выходе из трубо­ провода увеличилась до 23°С. При дальнейшей эксплуатации темпе­ ратура колебалась в диапазоне 19—24°С. Таким образом были решены проблемы отложения парафина и высокой вязкости нефти.

vk456.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

Используется следующая последовательность проведения операций:

1.Предварительное обследование.

2.Укладка бермы с двух сторон и исследование ее после возведе­ ния.

3.Размещение изоляционного слоя.

4.Обследование с помощью дистанционного подводного аппарата (ДПА).

5.Укладка защитного слоя.

6.Окончательный осмотр.

Система для засыпки грунта включала в себя сборку из полиэтилено­ вых труб, которую опускали непосредственно над трубопроводом. Про­ цесс засыпки регулировался специальным модулем на конце трубы, со­ стоящим из видеокамеры, гидролокаторов-профилеметров двойного сканирования и приемопередатчиков системы подводной навигации. Все устройства, относящиеся к оборудованию и радионавигационным си­ стемам, имели связь с центральным пультом управления судном.

В ходе выполнения технологических операций можно использо­ вать различные конструкции трубных систем для подачи материала для засыпки под воду. Известна конструкция фирмы Hollandsche Aanneming Maatschappij, разработанная для точной отсыпки гравия и твердых пород для оснований и трубопроводов при глубине воды от 20 до 160 м.

Телескопическую трубу, изображенную на рис. 16.8.2, устанавли­ вают на земснаряде. Труба состоит из трех секций труб длиной 43 м и двух секций длиной 3 и 15 м (в зависимости от глубины воды). Основ­ ным узлом является 2,5-м раструб на конце засыпной трубы, оснащен­ ной эхолотом, вертикальным и горизонтальным угломерами.

Перед началом работ производят предварительный осмотр трассы и определяют положение судна относительно трубопровода с помо­ щью ДПА, оснащенного комплектом различного оборудования, вклю­ чая устройство слежения, гидролокаторы и видеокамеры.

Затем земснаряд фиксируют на рабочем месте с помощью систе­ мы динамического позиционирования, после чего телескопическую засыпную трубу опускают таким образом, чтобы раструб находился на расстоянии 5 м над рабочей зоной. *

Для точного размещения материала засыпки вдоль намеченной трассы на земснаряде монтируют устройство автоматического слеже­ ния, встроенное в систему динамического позиционирования.

Гравий, поднятый с морского дна, имеет обычно округлые кром­ ки, что снижает риск повреждения трубопроводов. Получаемая смесь гравия с водой проходит калибровку на борту земснаряда.

vk.Главаcom/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 457

16.9. ОБРАБОТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

На практике нередко требуется проложить морской трубопровод, предназначенный для транспортирования двухфазного потока при повышенных температурах. Рабочую поверхность такого трубопро­ вода необходимо защитить от воздействия агрессивной среды. В та­ ких случаях, помимо использования специальных сталей и примене­ ния ингибиторов, во время эксплуатации системы внутреннюю по­ верхность трубопроводов нередко покрывают тонкой прочной пленкой на основе эпоксидной смолы.

Компания «Оксидентал петролеум» в британском секторе Северно­ го моря уложила 18 км трубопроводов диаметром 152 и 254 мм, покры­ тых подобным образом. Технологический процесс нанесения внутрен­ него покрытия заключался в использовании застывающей жидкой эпок­ сидной смолы и применении установки электроподогрева. В процессе работ было предусмотрено обеспечение равной температуры на всем протяжении трубопровода в процессе очистки и нанесения покрытия.

Покрытие внутренней поверхности труб выполняли в условиях, когда температура окружающего воздуха часто опускалась ниже ми­

vk458.com/club152685050Часть| vkIIL.com/id446425943Сооружение морских трубопроводов

нимальной температуры застывания эпоксидной смолы ( + 7°С). По этой причине трубопроводы нагревали до температуры 20—25°С, что повышало эффективность процесса очистки и уменьшало время, тре­ буемое для застывания смолы.

Оба трубопровода были уложены в общем несущем кожухе наруж­ ным диаметром 711 мм, в начале и конце которого трубы были закреп­ лены общей стальной переборкой.

6

Рис. 16.9.1. М еханическая и химическая очистка трубопровода путем

пропуска черезнегом анж ет ныхи щ ет очныхскребков иразделит елей с целью последующего нанесения внутреннего покрытия: 1 — механические манж етные и щеточные скребки; 2 — очистные поршни; 3 — реагент для химической очистки; 4 — уст ановка подогрева; 5 — поршни для нанесения покрьипия; 6 — ж идкая эпоксидная смола

На начальном участке системы смонтировали устройства запуска и приема поршней, а на противоположном конце трубопроводы соеди­ нили так, что образовалась петля. Все элементы, контактировавшие с трубами, равномерно нагревались.

Для эффективного нанесения противокоррозионного покрытия была необходима предварительная подготовка поверхности. В целях ка­ чественной подготовки металла механическую обработку объединили с химической, что обеспечило очистку стенок труб от ржавчины, ока­ лины, продуктов коррозии и т. д. До начала механической очистки че­ рез трубопроводы пропустили пенопластовые поршни и промыли их полость водой для предварительного удаления растворимы^ веществ.

Затем через трубопроводы пропускали состав из пенопластового поршня, пластиночного и щеточного скребков со скоростью, доста­ точной для удержания твердых частиц в виде суспензий. Очистка про­ изводилась многократно, пока загрязненность полости твердыми час­ тицами не снизилась до приемлемого уровня.

Химическая очистка заключалась в прокачке через трубопроводы смесей соляной кислоты и ингибиторов, размещенных между скребка­

vkГ.лcom/club152685050ава 16. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 459

ми. Интервалы времени между операциями варьировались, чтобы обес­ печить разъедание кислотой окалины и других загрязнителей. Из отра­ ботанной кислоты отбирали пробы с целью определения момента, когда содержание твердых частиц достигло требуемого значения. Степень чистоты внутренней поверхности трубопровода также проверяли ви­ зуально с помощью видеокамер, вмонтированных в инспекционный поршень.

После химической очистки через трубопровод порциями пропус­ кали фосфорную кислоту, удаляли остаточный раствор и промывали водой с заданным значением pH и добавкой химреагентов, после чего провели испытания на содержание хлоридов на стенках.

Для осушки трубопроводов через них пропускали растворители, а за­ тем скребки с плотными манжетами до полного удаления свободной воды. После чего закачивали сухой, очищенный от масла сжатый воздух.

Двухкомпонентная эпоксидная смола, предназначенная для нане­ сения на стенки труб, находилась между двумя поршнями, проталки­ ваемыми в трубопроводе сжатым воздухом. Для достижения требуе­ мой толщины покрытия поршни пропускали по трубопроводам не­ сколько раз. Скорость перемещения поршней определяли по расходу смолы и путем прямых измерений на концах трубопроводов. В конеч­ ной стадии покрытие выдерживали до полного застывания.

Таким образом, за счет использования нагревательной электроуста­ новки удалось обеспечить не только эффективную и ускоренную хи­ мическую очистку, но и быстрое высыхание внутреннего эпоксидно­ го покрытия. Как показали дальнейшие испытания, качество покры­ тий, нанесенных непосредственно в уложенных трубопроводах, близко к качеству покрытий, нанесенных в заводских условиях. При этом покрытие изолирует и область сварных швов, чего нельзя добиться при использовании труб только с заводским покрытием.

16.10. МОНТАЖ ПОДВОДНОЙ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ

В ряду мер по обеспечению безопасности морских трубопроводов важное место занимают правильный выбор, установка и эксплуата­ ция автоматических отсечных клапанов и других запорных систем.

Главную защиту от прорывов нефти и газа над уровнем моря обес­ печивают отсечные клапаны на стояках.

Нормы проектирования предписывают размещать клапан на стоя­ ке как можно ниже, но при этом выше расчетного уровня гребней штормовой волны. Клапан должен иметь механическое управление, работоспособность которого необходимо регулярно проверять.

vk.460com/club152685050Часть| vk.IIIcom/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

Сам отсечной клапан и относящиеся к нему средства управления должны быть защищены от поломок и огня, а система управления долж­ на быть устроена таким образом, чтобы клапан закрывался автомати­ чески при аварийном сигнале или при неполадках в системе. Необходимо предусматривать также пульты ручного закрывания кла­ панов для дублирования системы автоматики.

На многих морских трубопроводах, прежде всего на газопроводах, устанавливают также подводные отсечные клапаны. При этом в пер­ вую очередь в случае аварии следует закрывать отсечной клапан на стояке, а подводный клапан обеспечивает дополнительную защиту на случай аварии клапана на стояке.

Место размещения подводных отсечных клапанов определяют с уче­ том следующих факторов:

эффективной площади излучения огненного факела;

времени стечения продукта;

работы системы управления;

защиты отсечного клапана;

монтажа и ремонта.

Сучетом производительности трубопровода и возможного объема утечки продукта подводный отсечной клапан располагают как можно ближе к платформе, но вне предполагаемой зоны огненного факела.

Большинство подводных отсечных клапанов располагают в 150—400 м от платформ. Это расстояние принято на основе анализа риска для платформ на основе следующих соображений:

зона в радиусе 500 м от платформы обычно обозначена как «зона исключительных интересов», что запрещает рыболовство и дея­ тельность третьих сторон;

данное расстояние вне предела досягаемости посторонних пред­ метов;

огненный факел, который может возникнуть из-за разрыва тру­ бопровода, минимально угрожает платформе;

количество продукта в трубопроводе и стояке между клапаном и платформой относительно невелико;

клапан можно закрыть за 5—20 с;

t

монтаж отсечного клапана можно производить на безопасном

расстоянии от платформы.

Из разных типов клапанов для работы в качестве отсечных чаще всего используют шаровые краны, обратные клапаны и задвижки.

Обвязка подводного трубопровода, как правило, включает в себя хотя бы один или несколько клапанов. При этом один из них обычно работает как отсечной, а остальные используют при ремонте. На одном и том же

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 461

трубопроводе могут быть одновременно установлены шаровые краны, обратные клапаны и задвижки. В зависимости от конструкции отсечной клапан можно ремонтировать без затопления трубопровода, или только при частичном его затоплении, сводя к минимуму длительность и стоимость ремонта и связанные с ремонтом расходы.

Система управления подводными клапанами должна предусматривать:

стыковку клапана с надводной системой аварийной остановки;

включение подачи энергии к исполнительному механизму кла­ пана;

наблюдение и извещение о поступлении энергии к клапану;

наблюдение и извещение о положении подводного клапана. Для управления подводной запорной арматурой используютдва основ­

ных типа исполнительных механизмов:

одинарного действия, когда гидравлический привод перемеща­ ет клапан только в одном направлении, одновременно сжимая возвратную пружину, которая перемещает клапан в противопо­ ложном направлении после снятия давления гидравлической жидкости;

двойного действия, когда гидравлический привод перемещает клапан в обоих направлениях.

Самым распространенным источником энергии для работы клапа­ на является гидравлическая жидкость. Ее подают под высоким давле­ нием с надводной гидравлической установки через кабель-трос, под­ веденный к исполнительному механизму клапана. Для дублирования можно использовать гидроаккумуляторы.

В качестве гидравлической жидкости используют минеральные масла с биоразлагаемыми добавками или обычную воду. Гидравличе­ ская жидкость на масляной основе более вязкая, чем вода, поэтому в данном случае применяют трубы большего диаметра. Для больших расстояний более высокая стоимость труб для масляной гидравличе­ ской жидкости может окупаться за счет более надежной работы.

Типовая система управления подводной запорной арматурой име­ ет следующие коммуникации:

главная линия подачи гидравлической жидкости;

линия возврата гидравлической жидкости (в системе двойного действия);

пилотная линия гидравлической жидкости для клапана-защелки;

запасная линия;

скрученные и экранированные электрические парные провода для передачи данных о давлении в аккумуляторе и о положении клапана;

vk462.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

запасные скрученные и экранированные электрические парные провода;

кабель-трос, армированный двойной стальной проволокой на всю

длину для защиты и повышения устойчивости.

Клапанный узел защищают от повреждений крышкой, изготов­ ленной из труб или профилированной стали. Боковые стенки и верх крышки могут быть выложены панелями, изготовленными из сталь­ ных плит, решеток или их сочетания. Крышку жестко соединяют с опорной рамой или ставят свободно. Обычно опорную раму и за­ щитную крышку устанавливают отдельно с помощью водолазного судна, но с учетом возможности одновременного подъема всего узла.

На действующих трубопроводах установка клапанов должна отве­ чать следующим условиям:

минимальная длительность остановки трубопровода;

отказ от сброса давления из трубопровода;

частичное заполнение линии водой или вообще отказ от него;

обеспечение безопасности персонала при монтаже.

Сцелью уменьшения потерь монтаж клапанов на действующем трубопроводе проводят во время ежегодного остановочного ремонта.

Для сохранения давления в трубопроводе при производстве работ необходимы установки пробки высокого давления. Надувные проб­ ки выдерживают перепад давления до 1,5 МПа, для более высоких давлений применяют механические пробки. Самой совершенной счи­ тают гидравлическую пробку (рис. 16.10.1), рассчитанную на трубо­ проводы диаметром от 250 до 1220 мм и имеющую надежный меха­ низм двойного уплотнения.

Гидравлическую пробку под давлением воды запускают в трубо­ провод через узел запуска поршня, а следят за ее перемещением с по­ мощью кабель-троса, длина которого может достигать 450 м. Когда пробка достигает заданного места, с помощью гидравлики приводят в действие салазки и уплотнения, после чего снижают давление воды, и обратное давление газа прочно запирает салазки.

Другим способом отключения частей трубопровода является ис­ пользование ледяных пробок. Для этого между двумя разделительны­ ми устройствами закачивают порцию воды, после чего передвигают ее в ремонтируемый участок. Затем воду замораживают с помощью «ошейника» из жидкого азота, создавая неподвижную ледяную проб­ ку, длина которой может или должна в 2—3 раза превышать диаметр трубопровода. При проведении сварки под водолазным колоколом такой способ не применяют.

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 463

Рис. 16.10.1. Двухмодульная гидравлическая пробка: I —

уплотнительный модуль; I I — модуль салазок; 1 — блок цилиндра; 2 —

наж имная головка; 3 — опорное кольцо; 4 — уплотнения; 5 — опорная головка для шара; 6 — гнездо для шара; 7 — головка модуля салазок; 8 — корпусной блок; 9 — салазки; 1 0 — привод салазок; 11 — блок пруж ин; 1 2 — цилиндры; 1 3 —головка, направляющая пробку по трубе; 14 шаровой шарнир

16.11. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ

Морские трубопроводы подвергают гидростатическим испытани­ ям после укладки на дно в соответствии с требованиями технических условий на испытания и ввод в эксплуатацию, разрабатываемых в со­ ставе проекта.

Перед гидростатическими испытаниями производят очистку и кон­ троль внутренней полости трубопровода с применением поршней, оснащенных контрольно-измерительными приборами.

Минимальное давление при гидростатических испытаниях на проч­ ность принимают в 1,25 раза выше расчетного давления, причем коль­ цевые напряжения во время испытаний не должны превышать 0,96 от предела текучести металла труб. Трубопровод выдерживают под дав­ лением не менее 8 ч.

Трубопровод считается выдержавшим испытания, если в течение последующих 4 ч в нем не было зарегистрировано падение давления. Герметичность морского трубопровода проверяют после испытаний на прочность и снижения испытательного давления до расчетного значения в течение времени, необходимого для осмотра.

vk4.6com/club1526850504 Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

Удаление воды из трубопровода производят путем пропуска под дав­ лением сжатого воздуха или газа не менее двух поршней-разделите­ лей. Результаты этой операции считают удовлетворительными, если перед контрольным поршнем-разделителем нет воды, а сам он вышел из трубопровода не разрушенным. В противном случае операцию уда­ ления воды из трубопровода необходимо повторить.

После окончательной очистки и калибровки внутренней полости, проведения исходной диагностики и заполнения транспортируемым продуктом морской трубопровод принимают в эксплуатацию.

16.12. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА

Контроль качества строительства должны осуществлять независи­ мые подразделения.

Качество строительных работ достигается за счет контроля всех технологических операций по изготовлению и монтажу трубопрово­ да и соблюдения следующих основных требований:

отсутствие механических повреждений на трубах в процессе их доставки от места изготовления до места монтажа;

контроль качества наружной изоляции и обетонирования труб в соответствии с техническими требованиями;

трубы, электроды, флюс и сварочная проволока должны иметь сертификаты соответствия техническим условиям на их поставку;

систематический пооперационный контроль за сваркой и провер­ ка всех сварных швов неразрушающими методами контроля;

изоляция монтажных стыков не должна иметь механических по­ вреждений. Контроль качества изоляции должен предусматри­ вать применение дефектоскопии.

Морская землеройная техника, трубоукладочные и обслуживаю­ щие суда оснащают автоматическими системами ориентации, пред­ назначенными для контроля штатного положения этих технических средств в процессе работы.

Контроль глубины залегания трубопровода в грунте выполняют с помощью телеметрии, ультразвуковых профилографов или водолаз­ ных обследований после укладки трубопровода.

В процессе укладки трубопровода необходимо производить посто­ янный контроль основных технологических параметров (положение стингера, натяжение трубопровода, скорость перемещения трубоук­ ладочного судна и т. д.).

Контроль за состоянием дна и положением трубопровода выпол­ няют периодически с помощью водолазов или подводных аппара­

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 4 6 5

тов, что позволяет выявить фактическое расположение трубопрово­ да (размывы, свободные провисы), а также возможные деформации дна вдоль трубопровода, вызванные волнением или подводными течениями.

16.13. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ И РЕМОНТА МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Очистной поршень. Очистные (механические) поршни рассчита­ ны на плотный контакт со стенками трубы. На рис. 16.14.1 показана типовая конструкция поршня со стальным корпусом и полиуретано­ выми дисками, применяющегося при предпусковых и пусконаладоч­ ных работах. Направляющие диски поршня, как правило, имеют диа­ метр несколько меньше, а уплотнительные диски, наоборот, несколь­ ко больше внутреннего диаметра трубопровода.

Плотный контакт со стенками трубы приводит к износу дисков. Скорость и степень износа зависят от нескольких факторов, в том

числе от протяженности трубопровода, шероховатости стенки, нали­ чия посторонних предметов во внутренней полости, силы трения междудиском и стенкой, характера рабочей среды и т. д. Возможен такой износ уплотнительных дисков, при котором их диаметр станет мень­ ше внутреннего диаметра трубопровода и начнется переток среды через поршень.

vk466.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

Уплотнительные свойства поршня особенно важны при вытесне­ нии воды из трубопровода. Это связано с тем, что от степени износа поршня зависит количество воды, остающейся в трубопроводе. В не­ которых случаях возможно проникновение газа внутрь поршневой группы по вытеснению воды из трубопровода, что снижает эффек­ тивность данной операции.

Инспекционные поршни. Накопленный опыт эксплуатации «ин­ теллектуальных» инспекционных поршней, или снарядов-дефекто- скопов, позволяет проводить обследование трубопроводов длиной до 850 км без установки промежуточных камер приема-запуска. Извест­ ны случаи преодоления поршнями, пропускаемыми по газопроводам, расстояний свыше 1000 км без замены дисков.

Для инспекционных поршней износ или разрыв дисков не имеют большого значения. Обычно их оборудуют опорными роликами, а по­ лиуретановые чашки предназначены исключительно для обеспечения продвижения поршней. Кроме того, по технологическим соображе­ ниям инспекционные поршни запускают в трубопроводы с очищен­ ной внутренней полостью. Общий вид стандартного инспекционного поршня показан на рис. 16.14.2.

Рис. 16.14.2. Общий вид инспекционного поршня

После завершения строительства или ремонтных работ производят промывку и очистку внутренней полости трубопровода. Очистной

vkГлава.com/club15268505016. Монтаж морских трубопроводов| vk.com/id446425943 467

поршень первым сталкивается с различным мусором, оставшимся в трубопроводе после тех или иных работ. Как правило, накопление мусора перед поршнем не препятствует его дальнейшему' продвиже­ нию. Однако постоянное накопление посторонних частиц вызывает увеличение перепада давления, в результате чего поршень либо продолжает толкать мусор перед собой, либо преодолевает «завал», оставляя часть мусора за собой.

Если перед очистными поршнями накапливается слишком много мусора или направляющие и уплотнительные диски сильно изношены, то эффективность очистки снижается. Очистные работы выполняют с помощью одной группы поршней, оснащенных магнитами для удаления металлического мусора. В случае необходимости в составе очистной группы поршней в качестве смазочного материала исполь­ зуют гели (рис. 16.14.3).

Рис. 16.14.3. Группа очистных поршней по вытеснению из т рубо­ провода воды : 1 газ; 2 поршни; 3 т рубопровод; 4 вода; 5 направление движ ения; А две гелевые «пробки» на основе воды; В метанолъные «пробки»; С две гелевы е «пробки» на

основе дизельного т оплива

Перед вводом в эксплуатацию газопроводов для обеспечения качест­ ва газа и предотвращения гидратообразования производят обязательное вытеснение воды и последующую осушку. Основным компонентом порш­ невой группы по вытеснению воды являются метаноловые «пробки». При запуске группы на большое расстояние в ее состав за первым поршнем включают гелевую «пробку» на основе воды, а перед замыкающим порш­ нем — гелевую «пробку» на основе дизельного топлива.

Гели используют в следующих целях:

повышение уплотнительных свойств группы и предотвращение

 

размыва метаноловых «пробок» во время движения;

смазка поршней во избежание чрезмерного износа дисков;

предотвращение контакта между метаноловыми «пробками» и

потоком двигающего газа.

Поршневая группа вытесняет воду из трубопровода под напором потока осушенного газа. Скорость продвижения поршневой группы

vk468.com/club152685050Часть| vkIII.com/id446425943. Сооружение морских трубопроводов

составляет от 0,5 до 0,8 м/с. Подачу газа осуществляют с контролем давления для обеспечения возможности управления скоростью порш­ невой группы.

В состав поршневой группы включают обычно не менее четырех­ пяти метаноловых «пробок». Как головную, так и замыкающую геле­ вые «пробки» разделяют поршнями на две части. Благодаря этому как минимум один поршень в «голове» и «хвосте» группы полностью окру­ жен гелем, что обеспечивает сохранение его уплотнительных свойств и смазку при движении на большое расстояние.

РЕЗЮМЕ

К основным способам укладки подводных трубопроводов относятся следующие: 1) протаскивание по дну моря; 2) погружение с поверхно­ сти моря; 3) спуск на морское дно с трубоукладочных судов.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Охарактеризуйте способы укладки подводных трубопроводов.

2.Назовите и охарактеризуйте основные зоны береговой линии.

3.Какие способы применяются при пересечении береговой линии трубопроводом ?

4.Охарактеризуйте метод направленного бурения.

5.Охарактеризуйте метод монтажа подводных трубопроводов

струбоукладочных судов.

6.Какие методы используются ля заглубления морских трубопро­ водов?

7.Какие основные операции производятся при монтаже подвод­ ных трубопроводов?

ЛИТЕРАТУРА

1. Морские трубопроводы / Ю А Горяйнов, А.С. Федоров, Г.Г. Ва­ сильев и др. — М: Недра, 2001.

2. Сооружение подводных трубопроводов: Учеб, пособие / Б.В. Са­ мойлов, Б.И. Ким, В.И. Зоненко, В.И. Кленин. — М: Недра, 1995.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ТЕХНОЛОГИЯ И ОРГАНИЗАЦИЯ

ВСТРОИТЕЛЬСТВА НЕФТЕГАЗОВЫХ

^ОБЪЕКТОВ

Сооружение объектов нефтяной и газовой промышленности пред­ полагает осуществление комплексов строительно-монтажных работ, выполняемых профессиональными коллективами в определенной последовательности и определенными методами/приемами. Базовы­ ми понятиями, характеризующими упомянутые методы, являются техника, технология, организация, управление/менеджмент, эконо­ мика.

Технология — сочетание квалификационных навыков, оборудова­ ния, инфраструктуры, инструментов и соответствующих знаний, не­ обходимых для осуществления желаемых преобразований в материа­ лах, информации, людях, решении задач. Способ преобразования сырья в искомые продукты и услуги, механизм работы по превраще­ нию исходных элементов труда в итоговые результаты, являющиеся целью деятельности организации. Основу технологии составляет тех­ ника — средства труда, с помощью которых и происходят желаемые преобразования. Можно угверждать, что уровень техники определя­ ет уровень технологии.

Технология строительного производства — совокупность средств и способов воздействия на предмет труда (строительные материалы, конструкции, изделия) для его превращения в готовую продукцию строительства с возможно более высокими качественными свойства­ ми при наименьших затратах трудовых и материальных ресурсов и с максимальным использованием технических параметров оборудо­ вания, машин, механизмов и исходных материалов.

Организация— 1) строение чего-либо; 2) совокупность людей, групп, объединенных для решения какой-либо задачи, или социаль­ ный институт; 3) деятельность по налаживанию, устройству, упоря­ дочению, оптимизации работы других; 4) группа людей, работающих совместно для достижения определенных целей. Признаками орга­ низации являются: наличие целей существования, организационной структуры и культуры, постоянное взаимодействие с внешней средой, использование ресурсов — натуральных, материальных, человече­ ских. Организация определяется еще и как юридически оформлен­

vk470.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

ные, иерархически структурированные совокупности профессио­ нально ориентированных людей (персонал), объединенных для реше­ ния какой-либо задачи, выполнения определенной совместной целе­ направленной деятельности.

Организация нефтегазового строительства подразумевает:

агрегирование потоков материально-технических ресурсов че­ рез систему предприятий-поставщиков;

агрегирование организационно-управленческих структур путем создания проектно-промышленно-строительных предприятий, продукцией которых является законченный строительством объ­ ект;

поточную организацию работ.

Управление — процесс координации различных деятельностей с уче­ том их целей, условий выполнения, этапов реализации. Тип управле­ ния — это характеристика того, как принимаются (управленческая форма) и каким способом реализуются (рычаг управления) управлен­ ческие решения. Это функция биологических, социальных, техниче­ ских, организационных систем, которая обеспечивает их целостность, сохранение их структуры и определенного режима деятельности. Управление как система предполагает выработку и осуществление управляющих воздействий, и соответственно в системе управления выделяются: управляемая система, являющаяся объектом управления; управляющая система — субъект управления, часть системы управ­ ления, осуществляющая управляющие воздействия для поддержания и развития объекта управления в заданном системой целей направ­ лении.

Управление нефтегазовым строительством — процесс координации совместной деятельности участников сооружения нефтегазового объекта/групп объектов, сооружений с целью своевременного заверше­ ния последних с заданными технологическими (качественными) и затратными характеристиками.

Менеджмент (рассматривается в главе 21) — вид профессиональ­ но осуществляемой деятельности, направленной на достижение вхо ­ де любой хозяйственной деятельности фирмы, действующей в рыноч­ ных условиях, определенных намеченных целей путем рационально­ го использования материальных и трудовых ресурсов с применением специальных принципов, функций и экономического механизма.

Экономика (нефтегазостроения) (детально рассматривается в гла­ ве 7) — научная дисциплина, изучающая нефтегазостроительную от­ расль с точки зрения экономической эффективности (техники, тех­ нологии, организации, управления/менеджмента).

vk.Частьcom/club152685050TV. Технология и организация| vkстроительства.com/id446425943нефтегазовых объектов 471

Перечисленные базовые элементы строительного, в частности неф­ тегазостроительного, производства, находятся по отношению друг к другу в определенной зависимости, схематически показанной на рисунке.

Эффективность совокупности прочих базовых элементов по критерию «затраты — результаты»

Совокупность методов использования материальных и трудовых ресурсов с применением специальных методов

Процесс координации участников совместной деятельности с помощью специальных управляющих воздействий

Совокупность структуры и методов взаимодействия элементов структуры

Совокупность средств и способов воздействия на предмет труда

Проектные решения, машины, механизмы, приспособления

Базовые элементы строительного производства и их взаимо­ действие

В главе 17 рассматриваются основные методы технологии и органи­ зации сооружения линейной части магистральных трубопроводов, а в главе 18 — наземных нефтегазовых объектов.

vkГЛАВА.com/club15268505017. ТЕХНОЛОГИЯ| vkИ.com/id446425943ОРГАНИЗАЦИЯ

СТРОИТЕЛЬСТВА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

17.1.Состав магистрального трубопровода и структура строительно-монтажных работ

17.2.Подготовка строительного производства

17.3.Организация строительства

17.4.Транспортировка и хранение труб и других материалов

17.5.Земляные работы

17.6.Монтаж трубопровода

17.7.Укладка трубопровода

17.8.Строительство трубопровода на переходах

17.9.Монтаж узлов кранов и задвижек

17.10.Строительство с использованием труб с заводским изоляционным покрытием

17.11.Особенности строительства трубопроводов в особых природных условиях

17.11.1.Строительство трубопроводов в особых грунтовых условиях

17.11.2.Технология и организация строительства трубопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов.

17.11.3.Технология и организация строительства трубопроводов в горных условиях

17.12.Защита трубопроводов от коррозии

17.13.Приемка в эксплуатацию законченных строительством трубопроводов

17.14.Ремонт трубопроводных систем

17.15.Технологии и организация строительства магистральных трубопроводов за

рубежом

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

17.1. СОСТАВ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА И СТРУКТУРА СТРОИТЕЛЬНО-М ОНТАЖ НЫ Х РАБОТ

Магистральный трубопровод предназначен для дальней транспор­ тировки газа, нефти, нефтепродукта от мест их добычи или перера­ ботки до мест их потребления.

Линейная часть магистрального трубопровода состоит из следую­ щих сооружений: »

основной трубопровод;

запорная арматура (краны на газопроводах и задвижки на неф­

тепроводах и нефтепродукте проводах);

переходы через естественные преграды (реки, озера, овраги ит. п.);

переходы через искусственные преграды (автодороги, железная

дорога, каналы, подземные инженерные сооружения и др.);

• ответвления к потребителям;

vkГлава.com/club15268505017. Тътжхшиорганизациястроителъствамагистралънъшпрубопроводов4| vk.com/id446425943 /

лупинги (параллельный трубопровод на коротких участках, пред­

 

назн ачен н ы й в качестве резервн ой нитки или для увеличения

 

пропускной способности);

перем ы чки (для соединения параллельных трубопроводов);

ком пенсаторы

(П -образны е, Z -образные и др.) для ком пенсации

 

температурны х

деф орм аци й трубопровода.

Н иж е приведена структура строительно-м онтаж ны х работ для л и ­ нейной части магистрального трубопровода. В общем случае строи ­ тельно-м онтаж ны е работы разделяю тся на:

подготовительные работы;

основны е работы;

заверш аю щ ие работы.

Она является универсальной, охватывает все сооруж ения л и н ей ­ ной части трубопровода и каж дый раз уточняется исходя из кон крет­ ного состава сооруж ений, природны х условий и назн ачени я магист­ рального трубопровода (рис. 17.1.1).

17.2. ПОДГОТОВКАСТРОИТЕЛЬНОГО ПРОИЗВОДСТВА

В зависимости от особенностей и специфики строительства тру­ бопроводов подготовительный период включает в себя три этапа:

общая организационно-техническая подготовка к строительст­ ву трубопровода;

инженерная подготовка к сооружению трубопровода;

подготовительные работы на объекте.

Общая организационно-техническая подготовка к строительству трубопровода выполняется строительной организацией и состоит из:

подготовки и заключения с заказчиком генерального договора подряда и договоров субподряда;

получения от заказчика соответствующей проектно-сметной до­

кументации, зарегистрированной в органах Госгортехнадзора;

анализа проектно-сметной документации;

оформления финансирования строительства;

отвода в натуре трассы и площадок для строительства;

оформления разрешений и допусков на производство работ;

решения вопросов бытового обслуживания строителей;

заключения договоров материально-технического обеспечения.

Винженерную подготовку строительно-монтажной организации

ксооружению трубопровода входят:

изучение проектно-сметной документации функциональными службами строительной организации;

Структура строительно-монтажных работ

Р и с . 17.1 Л . С т р у к т у р а ст роит ельно-м он т аж ны х р а б о т для ли н ей н о й част и М Т

объектов нефтетзовыхcom/id446425943строительства организация.vk | com/club152685050и IVТехнология Часть 474 .vk

ГлаваПvk.com/club152685050. Технологияиорганизациястроителъствамагистралъныхтрубопроводов475| vk.com/id446425943

разработка графика строительства объекта;

разработка проекта производства работ;

составлениетехнической документации по комплектации соору­ жаемого трубопровода материальными ресурсами;

разработка системы оперативно-диспетчерского управления строительством;

разработка оперативныхпроизводственно-экономическихквар- тальных и месячных планов;

выдача задания производственной базе, комплектование строи­ тельных бригад соответствующими строительными машинами, оборудованием, оснасткой;

подготовка инженерно-технических кадров и рабочего персо­ нала;

разработка мероприятий по социальному обеспечению строи­ телей на трассе;

подготовка мероприятий по организации строительства вахто­ вым методом;

подготовка и осуществление программы работ по развитию соб­

ственной базы стройиндустрии и транспортного хозяйства;

подготовка мероприятий по обеспечению работ в зимний период;

подготовка службы контроля качества производства работ. Подготовительные работы на объекте включают в себя трассовые

ивнетрассовые подготовительные работы.

Внет рассовые подготовит ельные работ ы предусматривают раз­ работку карьеров, устройство временных жилых городков, строитель­ ство временных дорог, монтаж сварочно-изоляционных баз, баз ме­ ханизации, создание социальной инфраструктуры, создание текущих, страховых и сезонных запасов труб и других материалов, устройство вертолетных площадок, причалов, обустройство пристанционных пло­ щадок для разгрузки и складирования труб, балластных грузов и др. Внетрассовые подготовительные работы включают в себя также ра­ боты, выполняемые в базовых условиях:

строительство временных подъездных дорог;

сварку труб в секции на трубосварочных базах и сборку укруп­ ненных элементов крановых узлов;

гидро- и теплоизоляцию одиночных труб, секций труб, криволи­

нейных вставок, соединительных деталей крановых узлов и т. п.;

• холодное гнутье труб, изготовление укрупненных конструкций трубных блоков, свайных опор, ригелей, вмораживаемых анке­ ров, балластных конструкций и т. п.

vk476Частъ1У.com/club152685050. Технологияиорганизациястроителъстванефтегазовыхобъектов| vk.com/id446425943

В т р а с со вы е п о дго т о ви т ел ьн ы е р а б о т ы входят:

разбивка и закрепление пикетажа, детальная геодезическая раз­ бивка горизонтальных и вертикальных углов поворота и пере­ ходов через естественные и искусственные преграды, разметка строительной полосы, выноска пикетов за ее пределы;

расчистка строительной полосы от леса и кустарника, корчевка пней; снятие и складирование в специально отведенных местах плодородного слоя земли;

планировка строительной полосы, уборка валунов, нависших камней в горах, устройство полок на косогорах;

осушение строительной полосы, ее промораживание или защи­ та от промерзания (или таяния) в зависимости от условий строи­ тельства;

строительство вдольтрассовых технологических проездов;

устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопас­ ность производства работ.

Рассмотрим технологии основных трассовых подготовительных работ.

Расчистка полосы строительства трубопровода от леса включает

вобщем случае следующие операции (рис. 17.2.1):

натурная разметка границ ширины строительной полосы и тре­ левочного волока визирами (затесками на деревьях и вешками);

уборка опасных деревьев;

прокладка и устройство трелевочного волока;

устройство площадок для разделки поваленных деревьев;

валка деревьев и срезка кустарника;

обрубка сучьев и раскряжевка хлыстов;

погрузка, транспортировка, разгрузка и складирование леса;

корчевка и уборка пней;

засыпка ям и неровностей;

разработка траншеи для сжигания порубочных остатков и захо­ ронения пней.

Валку деревьев ведут вдоль древостоя, укладывая деревья «елоч­ кой» в расчищенную сторону в пакеты с комлями вместе с веерооб­ разным расположением верхушек. Объем пакета формируют равным грузоподъемности трелевочного трактора. Пакеты деревьев уклады­ вают в легко доступных для трелевочного трактора местах с таким расчетом, чтобы на подходе к ним не было крупных пней, валежных стволов, резких понижений и т. п.

Вслед за трелевкой хлыстов на строительной полосе выполняют работы по корчевке пней. После корчевки и уборки со строительной

vkГм&а.com/club152685050/7.Тешжгшиорганиэацмсщхятшьспшмшшщхгльнъмпфубопроводов| vk.com/id446425943 477

Направление работы бригады

S> 3

а. а-

Г. 6

ел С^

о £г с: ь>

vk.com/club152685050478 Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

полосы и площадки пней и валунов оставшиеся от них ямы засыпают грунтом и сравнивают с поверхностью земли.

Расчистку строительной полосы от кустарника и мелколесья осу­ ществляют двумя способами:

первый способ — срезка кустарника и мелколесья с их после­ дующим удалением за пределы строительной полосы или их сжи­ ганием непосредственно на строительной полосе; очистка по­ верхности от корней и пней;

второй способ — удаление кустарника и мелколесья вместе с кор­ невой системой за пределы строительной полосы или сжигание непосредственно на строительной полосе.

Для расчистки используют бульдозеры или корчеватели-собиратели. Временные дороги при строительстве линейной части трубопро­

водов подразделяются на:

• вдольтрассовые дороги, проходящие либо по строительной по­ лосе, либо в непосредственной близости от нее, предназначен­ ные для транспортировки труб, балластных грузов, грунта, тех­ нологического оборудования, материалов, горюче-смазочных материалов, техники, людей. Подъездные дороги, являющиеся ответвлениями вдольтрассовой дороги, связывают строящийся трубопровод с пунктами перевалки труб, строительных материа­ лов, оборудования, техники, с жилыми городками, трубозагото­ вительными базами, карьерами грунта и др.;

• технологические проезды, проходящие по строительной полосе рядом с осью трубопровода и служащие для прохождения меха­ низированных колонн и бригад при выполнении ими техноло­ гических операций.

Временные дороги эксплуатируются в течение всех этапов строи­ тельства трубопровода — подготовки к строительству, строительства и пуска и наладки трубопроводного объекта. Конструкция и парамет­ ры дорог и проездов определяются рабочей проектной документаци­ ей или проектом производства работ (ППР).

Перед началом строительства дорог проводят обследование трассы и прилегающей местности визуально и инструментальными способа­ ми с целью определения гидрогеологических характеристик грунтов, типа и протяженности болот и заболоченных участков, участков, имею­ щих льдонасыщенные грунты и ледяные линзы, глубины оттаивания грунтов, размеров ореола оттаивания грунта, ширины зеркала воды на переходах через малые водные преграды и др. Результаты обследова­ ния сравнивают с данными проекта. Если имеются отклонения, то кор­ ректируют объемы работ и технические решения проекта, а при необ­

vk.com/club152685050Глава 17. Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 479

ходимости разрабатывают дополнительные мероприятия по выполне­ нию неучтенных видов строительно-монтажных работ.

Могут быть использованы следующие конструкции дорог и проездов:

сборно-разборные, используемые в качестве транспортных подъ­ ездных путей, сооружаемых на болотах I и II типов, на многолет­ немерзлых и мелкодисперсных, сильно увлажненных грунтах. Основным элементом дороги со сборно-разборным покрытием являются деревянные щиты или железобетонные плиты. В про­ цессе эксплуатации дорог со сборно-разборным покрытием не­ обходимо: выравнивать просевший настил; устранять перекосы; заменять разрушенные щиты и плиты; проверять крепежные и соединительные узлы;

лежневые, которые устраивают в виде сплошного бревенчатого настила шириной 4, 6 и 8 м в зависимости от веса используемой техники для монтажа трубопровода и укладки самого трубопро­ вода (рис. 17.2.2);

дерево-грунтовые, которые устраивают в виде сплошного бревен­ чатого настила, засыпаемого сверху каменным материалом или грунтовой смесью;

грунтовые с основанием, которые сооружают в условиях, когда не­ сущая способность грунтов низкая, т. е. когда давление земляной массы и транспортной нагрузки выше. Тогда устраивают искусст­ венное основание, выполненное из деревянного настила, хворостя­ ной выстилки, рулонных синтетических материалов и др.;

грунтовые без основания, которые устраивают на слабонесущих минеральных грунтах; многолетнемерзлых грунтах; болотах 1-го

vk480.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

типа и обводненных участках трассы. Грунтовые дороги без по­ крытия представляют собой отсыпанное из грунта земляное по­ лотно с профилированной проезжей частью. При этом несущая способность грунтов должна быть выше, чем давление от массы насыпи и транспортной нагрузки;

• снежно-ледовые (зимники), которые могут быть снежно-уплот­ ненными, образованными по мере выпадения снега в процессе движения автотранспорта и строительных машин; снеж но­ ледяными, образуемыми на сильно обводненных болотах, вод­ ных переправах путем естественного промерзания или путем постепенной поливки и послойного промораживания небольших участков дороги;

• переезды через действующий трубопровод, для устройства ко­ торых выбирают сухие участки трассы, где трубопровод нахо­ дится на нормативной глубине и не имеет поворотов в горизон­ тальной и вертикальной плоскостях. Они устраиваются путем отсыпки минерального грунта и укладки дорожных железобе­ тонных плит.

17.3. О РГА Н И ЗА Ц И Я СТРОИТЕЛЬСТВА

После проведения работ подготовительного периода начинается собственно строительство трубопровода, которое должно быть соот­ ветствующим образом организовано. Далее изложены основные по­ ложения по организации строительства.

Строительство трубопроводов, как правило, ведется поточным методом механизированными колоннами (комплексными трубопро­ водостроительными потоками — КТП), обеспечивающими требуемое качество и темп строительства путем формирования специализиро­ ванных бригад и звеньев и производства всех видов работ в строгой технологической последовательности.

Сооружение переходов через естественные и искусственные пре­ пятствия выполняют специализированными подразделениями (бри­ гадами) по отдельному проекту производства работ (или технологи­ ческой карте). ППР должен быть согласован с владельцем искусствен­ ного сооружения, а по естественным препятствиям — с местной администрацией или ведомством, ответственным за эксплуатацию (охрану) природного объекта.

Строительство небольших трубопроводов, состоящих из трубопро­ водов разных диаметров, рекомендуется вести по принципу гибкой технологии и организации, для чего строительный поток оснащается

vk.Главаcom/club15268505017. Технология иорганизация|строительствамагистральныхтрубопроводовvk.com/id446425943 481

технологическими машинами и оснасткой, пригодными для трубопро­ водов несколькихдиаметров (многофункциональные машины и оснаст­ ка со сменными или изменяющимися рабочими органами).

При поточном строительстве трубопровода для обеспечения тре­ буемого качества и бесперебойной работы КТП в ППР назначают тех­ нологические заделы по каждому виду работ. Величина заделов долж­ на быть минимальной, но достаточной для компенсации колебания сменных темпов работ специализированных бригад и звеньев, исклю­ чающих простои последующих бригад (звеньев).

Сложные узлы трубопровода (крановый узел, узел задвижки, узел подключения КС и НС, узел пуска-приема очистных поршней и др.) монтируют силами специализированной бригады (звена). Сложные узлы рекомендуется сооружать из укрупненных блоков-модулей ба­ зовой заготовки.

Типы специальных машин и технологической оснастки, их коли­ чество и расстановку подбирают по диаметру трубопровода, природ­ ным условиям строительства и принятой технологии производства работ. Для бесперебойного функционирования КТП предусматрива­ ют страховое резервирование машин и технологической оснастки.

На строительстве трубопроводов используют в основном две схе­ мы организации выполнения сварочно-монтажных работ:

трассовую, по которой отдельные трубы доставляют непосред­ ственно на трассу, раскладывают, стыкуют и сваривают в длин­ ные плети;

базовую, по которой трубы сваривают в двух-, трехтрубные секции на трубосварочной базе и вывозят на трассу для сварки в плети.

Схему организации сварочно-монтажных работ выбирают на осно­ ве соответствующего технико-экономического обоснования. Пер­ вую схему применяют при поступлении с завода длинномерных труб (18—24 м) и труб с заводским изоляционным покрытием; вторую — при поступлении короткомерных труб (до 12 м) без изоляционного покрытия. Допускается в отдельных случаях применять комбиниро­ ванную схему, когда часть труб, минуя трубосварочную (изоляцион­ ную) базу, поступает непосредственно на трассу.

Типовая организационно-технологическая схема строительного пото­ ка при строительстве подземного трубопровода приведена на рис. 17.3.1.

Количество бригад (звеньев), их ресурсооснащенность, специали­ зация зависят от протяженности и диаметра трубопровода, природ­ ных условий и темпов строительства. Бригада по обслуживанию и ремонту совместно с машинистами проводит техническое обслужи­ вание и выполняет текущий и аварийный ремонты машин и техноло-

vk482.com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Направление строительного потока

 

 

 

 

 

 

 

ГТТ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

!

 

Шр

II

 

 

'-в “

 

Ш—

 

 

М

Hi

1

 

:

 

1

 

=o~£li

п ,

:;

«шг:: п;

 

 

 

 

 

 

1 ь

 

 

 

 

 

 

=

-----5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчистка трассы, планировка.

 

 

Строительстве

Строительство

Снятие плодородного слоя грунта,

 

устройство вдоль трассового

 

 

переходов

 

переходов под ж/д

разработка траншеи, развозка

 

проезда

 

через ручьи, овраги

и автодорогами

 

и раскладка секций (труб)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

11

12

11

 

| |

13

П

 

 

 

1— :-------и----

ф

 

- < □

С О < а

 

j| с п О

| |

^

=

4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ф

г

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

: 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

: :

 

i i

| :

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сборка и сварка изолированных труб (секций) в плеть

 

 

 

 

Контроль качества

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

сварных соединений

Изоляция стыков и укладка

Монтаж захлестов

Мягкая присыпка

Очистка полости

трубопровода

трубопровода,

участка

 

 

 

окончательная засыпка,

трубопровода

 

 

рекультивация

 

РИс 17,3,1, Типовая организационно-технологическая схема линейною потока по сооружению подземного магистрального трубопровода: ! бульдозер; 2 — трубоукладчик 3 — подъемный кран; 4 прокладка трубопровода под дорогой; 5 — роторный экскаватор; 6 — плодородный грунт; 7 — отвал грунта; 8 — трубовоз; 9 — секция труб; 10 — электростанция 1/ — сварочный агрегат; 12 трактор; 13 ЛКС; 4 очистительная машина стыка; 15 — изоляционная машина стыка; 16 — одноковшовый экскаватор, 17 — очистительный поршень;

18—линейный экран; 19 нитка трубопровода; 20 —подготовительная площадка

сукрупненными монтажными заготовками; 21 — станция катодной защиты

vk.Главаcom/club15268505017. Технология иорганизация|строительстваvk.com/id446425943магистралейыхтрубопроводов 483

гической оснастки КТП. Бригада имеет в своем составе полустационарную универсальную ремонтную мастерскую (ПУРМ), передвиж­ ные ремонтные мастерские на базе автомобилей высокой проходи­ мости, топливозаправщики.

Служба жизнеобеспечения призвана обеспечивать нормальный быт строителей и проводить работы, связанные с обустройством жилгородков, обслуживанием столовых, прачечных, магазинов, клубов, а также проводить санитарно-гигиенические мероприятия. При удале­ нии фронта работ от жилого городка осуществляется перебазирова­ ние городка с целью сокращения плеча возки персонала строителей

иобслуживающих звеньев.

Ширина полосы отвода земель на время строительства трубопро­ водов определяется в соответствии с «Нормами отвода земель для магистральных трубопроводов».

Строительство трубопроводов ведется методами, обеспечивающи­ ми выполнение всех работ в технологической последовательности, регламентированной проектом и организационно-технологической документацией.

Строительство трубопроводов в последнее время выполняется пре­ имущественно индустриальными методами с использованием труб увеличенной длины (18м); труб с заводским изоляционным покрыти­ ем; запорных узлов в блочном или модульном исполнении.

Строительно-монтажные работы на пересечениях с подземными коммуникациями выполняются по согласованию с владельцем ком­ муникации, при наличии от него письменного разрешения на произ­ водство работ (с указанием сроков и условий пересечения) и в при­ сутствии его представителя.

При подготовке производства работ на местах пересечения трубо­ провода с существующими подземными коммуникациями и сооруже­ ниями используют приборы обнаружения коммуникаций и принима­ ют меры для предохранения их от повреждений.

При обнаружении на месте производства работ подземных ком­ муникаций и сооружений, не значащихся в проектной документации, строительно-монтажные работы прекращают и вновь продолжают только после согласования мер по предохранению их от поврежде­ ния с представителями организации, эксплуатирующей эти коммуни­ кации и сооружения, а также проектной организацией, проектиро­ вавшей трубопровод.

При строительстве трубопроводов в многониточных технических ко­ ридорах производство работ организуется таким образом, чтобы исключить повреждение ранее положенных трубопроводов. ППР по

vk.com/club152685050484 Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

строительству нового трубопровода согласовывается с организацией, эксплуатирующей действующие трубопроводы.

Строительно-монтажные организации должны иметь лицензию на право производства работ по сооружению новых и реконструкции действующих трубопроводов и ответвлений от них в соответствии с существующим законом Российской Федерации.

Персонал, занимающийся производственным контролем качест­ ва работ, должен иметь соответствующую квалификацию, подтвер­ жденную удостоверением.

Применение материалов и изделий, на которые отсутствуют сер­ тификаты, паспорта и другие документы, подтверждающие их выход­ ные данные и качество, не допускается. Применение новых отечест­ венных или любых импортных материалов и изделий допускается после их испытания, получения экспертного заключения и согласо­ вания с Госгортехнадзора России.

Материалы фактического положения участков трубопроводов (ис­ полнительная документация), оформленные в установленном поряд­ ке строительно-монтажными организациями и заказчиком, переда­ ются в местные органы управления, на территории которых эти тру­ бопроводы сооружены.

Строительная организация и персонал, занятый на выполнении строительно-монтажных работ, ответственны за соблюдение требо­ ваний строительных норм и правил и проекта. Приемочный контроль качества выполненных работ, а также ответственных конструкций (технический надзор) осуществляет специализированная организа­ ция, нанятая заказчиком.

Оформление производственной документации, в том числе на скрытые работы при строительстве, производится по утвержденным формам исполнительной приемо-сдаточной документации.

Замена предусмотренных проектом материалов, изделий, кон­ струкций, грунтов, входящих в состав сооружаемого трубопровода или его основания, допускается только по согласованию с проектной организацией и заказчиком.

За рубежом строительство трубопровода разрешается начинать после аттестации заказчиком основных технологический процессов:

сварки кольцевых стыков;

противокоррозионной изоляции;

разработки траншеи и подготовки ее «постели» под укладку тру­ бопровода;

укладки и закрепления трубопровода на проектных отметках (подземных и надземных);

vkГлава.com/club15268505017. Технология иорганизация строительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 485

засыпки уложенного трубопровода;

контроля качества сварки;

контроля качества изоляции.

Впоследнее время в России также начали внедрять практику атте­ стации технологии строительно-монтажных работ.

17.4. Т Р А Н С П О Р Т И Р О В К А И Х Р А Н Е Н И Е ТРУБ И Д Р У Г И Х М А Т Е Р И А Л О В

Транспортировка труб, материалов, конструкций и оборудования, поступающих на строительство трубопроводов, осуществляется в со­ ответствии с транспортной схемой строительства, входящей в состав проектной документации.

Разработка оптимальной транспортной схемы строительства осу­ ществляется с учетом затрат на:

обустройство и реконструкцию пунктов поступления материаль­ но-технических ресурсов;

сооружение временных дорог, включая съезды с действующих;

реконструкцию постоянных дорог, включая усиление мостов и переездов;

создание и обустройство промежуточных площадок для времен­ ного хранения материально-технических ресурсов;

транспортировку труб, оборудования и других материально-тех­ нических ресурсов различными транспортными средствами

всоответствии с принятыми технологией и организацией про­ изводства работ;

погрузочно-разгрузочные работы и складирование материалов;

устройство площадок и стапеля для проведения входного кон­ троля;

содержание и эксплуатацию временных дорог;

природоохранные и восстановительные мероприятия;

мониторинг за состоянием дорожной сети и окружающей среды

вместах транспортировки грузов.

Пункты поступления материально-технических ресурсов на строи­ тельство трубопроводов выбираются с учетом наличия:

на железнодорожных станциях тупиковых путей с разгрузочны­ ми площадками соответствующих размеров или обгонных путей;

в районе речных и морских причалов разгрузочных площадок, обес­ печивающих прием и временное хранение поступающих грузов;

vk486.com/club152685050Часть IV Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

• на разгрузочных площадках железнодорожных станций, морских и речных причалов проездов и подъездов, обеспечивающих ма­ невренность транспортных и погрузочно-разгрузочных средств.

Трубы и секции малых диаметров (до 325 мм) для сокращения вре­ мени погрузки-выгрузки, обеспечения лучшей их сохранности и по­ вышения безопасности рекомендуется перевозить в пакетах.

Погрузочно-разгрузочные работы выполняются с использованием грузоподъемного оборудования, технические параметры которого соответствуют весу и габаритам перемещаемых грузов и сохраняют качество поступаемых изделий, материалов и т. п.

Вагоны подаются под разгрузку локомотивом. Запрещается при­ менять для перемещения вагонов тракторы, автомобили, трубоуклад­ чики или другой нерельсовый транспорт и оборудование.

Выгрузку труб, балластных грузов и другого оборудования из же­ лезнодорожных вагонов осуществляют по двум схемам: в а г о н - склад—автомобиль или вагон—автомобиль.

Перевозку труб и секций выполняют автотрубоплетевозами.

На участках с частым чередованием подъемов и спусков с продоль­ ными уклонами 10—20° применяют транспорт на гусеничном ходу или многоосные автомобили.

В песчано-пустынной местности и на заболоченных участках ис­ пользуют полноприводные автомобили и гусеничную технику.

Высота штабеля труб при укладке их «в седло» зависит от характе­ ристик материала труб, изоляционного покрытия и определяется, ис­ ходя из сохранения геометрической формы сечения трубы и целост­ ности покрытия. При любой схеме укладки высота штабеля не долж­ на превышать 3 м.

В зимнее время года, а также в условиях пустынь и полупустынь при хранении труб, трубных секций, трубных деталей их внутренние полости защищают от попадания снега, песка, фунта, посторонних предметов.

Сезонное хранение труб и других материальных ресурсов произ­ водится с выполнением консервации, обеспечивающей сохранение первоначальных свойств и характеристик.

Для предотвращения раскатывания труб в штабеле используют внут­ реннюю или наружную увязки. В обоих вариантах крайние тр^бы нижнего ряда необходимо подклинить с помощью упора, облицованного резиной.

При внутреннем способе увязки в местах соприкосновения торцов труб с увязочными канатами, пропускаемыми внутри трубы, устанав­ ливают прокладки (дерево, резина, автопокрышки идр.).

При наружном способе увязки следует использовать стальные ка­ наты в эластичной оплетке.

vk.Главаcom/club15268505017. Технология иорганизация|строительствамагистральныхтрубопроводовvk.com/id446425943 487

17.5. З Е М Л Я Н Ы Е Р А Б О Т Ы

Разработка траншеи и котлованов. Земляные работы при сооруже­ нии трубопроводов производятся в соответствии с требованиями СНиП «Магистральные трубопроводы» и СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения. Основания и фундаменты».

Грунт, вынутый из траншеи, как правило, укладывают в отвал с од­ ной стороны траншеи, на безопасном расстоянии от бровки (не бли­ же 0,5 м от бровки), оставляя другую сторону свободной для передви­ жения транспорта и производства монтажно-укладочных работ (ра­ бочая полоса). Разрешается укладывать отвал на рабочую полосу в стесненных условиях, с последующей его планировкой для прохода техники.

Кмоменту укладки трубопровода дно траншеи очищают от веток

икорней деревьев, камней, обломков скальных пород, мерзлых ком­ ков, льда, огарков электродов и других предметов, которые могут по­ вредить антикоррозионное покрытие.

Размеры профиля траншеи при строительстве трубопроводов устанавливаются проектом. Минимальная ширина траншеи прини­ мается из условия избежать повреждения изоляционного покрытия труб при укладке плети и обеспечения заполнения грунтом пазух тран­ шеи. Увеличение ширины траншеи сверх необходимой ведет к росту объемов работ и их стоимости.

Разработка траншеи производится одноковшовым экскаватором:

на участках с выраженной холмистой местностью (или сильно пересеченной), прерывающейся различными (в том числе вод­ ными) преградами (рис. 17.5.1);

на участках кривых вставок трубопровода;

в грунтах с включением валунов;

на участках повышенной влажности;

в обводненных грунтах.

Разработка траншеи роторным траншейным экскаватором произ­ водится на участках со спокойным рельефом местности, на отлогих возвышенностях, на участках с плотными грунтами.

В мерзлых и скальных грунтах траншеи разрабатывают с предва­ рительным рыхлением горной породы механическим или взрывным способами (рис. 17.5.2). Бурение шпуров и скважин для зарядов осу­ ществляется буровыми, как правило, подвижными установками.

Особенности производства работ зимой. Перед началом земляных работ в зимнее время удаляют снег с полосы будущей траншеи, на ко­ ротком фронте во избежание промерзания грунта. Чтобы не случилось

vk.com/club152685050488 Чаешь IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

заноса траншей снегом и смерзания отвала грунта, при работе зимой разработка траншей в задел не рекомендуется. Технологический задел между землеройной и изоляционно-укладочной колоннами должен быть не более суточной производительности укладочной колонны.

Рис. 17.ЪХ.Схемаразработкиполокэкскаватором. Примечание:

на участках с поперечным уклоном более 15° для разработки разрыхленного или нескального грунта при устройстве полок следуетприменятьодноковьиовыеэкскаваторы, оборудованные прямойлопатой. Экскаваторразрабатывает грунт впределах полувыемкииотсыпаетеговнасыпнуючастьполки

Устройство траншей на участках трассы с большой глубиной про­ мерзания грунта и крепостью целесообразно осуществлять роторны­ ми траншейными экскаваторами без откосников. В других случаях разработку траншей ведут одноковшовыми экскаваторам^ с предва­ рительным рыхлением мерзлого грунта. Грунт рыхлят механическим или буровзрывным способом при глубине промерзания более 0,4 м. Основные параметры взрыва, полученные расчетным путем, подле­ жат уточнению опытным взрыванием.

Особенности производства работ в условиях болот. В зависимости от несущей способности болота разработку траншей осуществляют:

vkГлава.com/club15268505017. Технология иорганизация строительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 489

• на болотах с несущей способностью более 0,01 МПа — болотны­ ми одноковшовыми экскаваторами или обычными одноковшо­ выми экскаваторами, установленными на перекидных щитах или еланях;•

направление работы

Рис. 17.5.2. Схема разработки траншеи в мерзлом грунте

спредварителънымрыхлениемихбуровзрывнымспособом:а—снятие снежногопокрова;брыхлениегрунтабуровзрывнымспособом;в планировкаразрыхленногогрунта;г—разработкатраншеи

• на болотах с несущей способностью менее 0,01 МПа — экскава­ торами, установленными на понтонах или пеноволокушах.

На болотах большой протяженности с низкой несущей способно­ стью траншею рекомендуется разрабатывать зимой, после предвари­ тельного промораживания, что обходится дешевле.

Засыпка уложенного трубопровода. До начала работ по засыпке уложенного трубопровода в любых грунтах необходимо:

проверить проектное положение трубопровода и плотное его прилегание к дну траншеи;

проверить качество и в случае необходимости отремонтировать изоляционное покрытие;

провести предусматриваемые проектом работы по предохране­

нию изоляционного покрытия от механических повреждений;

• устроить подъезды для доставки грунта для подсыпки и присыпки;

получить письменное разрешение на засыпку уложенного тру­ бопровода;

выдать наряд-задание на производство работ машинисту. Засыпку траншеи производят непосредственно после укладочных

работ (после балластировки трубопровода или закрепления его анкер­ ными устройствами).

vk.490com/club152685050Часть IV Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

При засыпке трубопровода обеспечивают:

целостность труб, противокоррозионного, теплового и защитно­ го покрытий, а также противоэрозионных перемычек;

проектное положение трубопровода в плане.

Засыпку трубопровода в любых грунтах после получения письмен­ ного разрешения заказчика следует выполнять бульдозерами прямо­ линейными, косопоперечными параллельными, косоперекрестными или комбинированными проходами или роторным траншеезасыпателем (рис. 17.5.3).

Рис. 17.5.3. Схемы производстваработ по засыпке уложенного трубопровода бульдозером: а прямолинейными проходами; б косопоперечными параллельными проходами; в косо­ перекрестнымипроходами;г—комбинированнымспособом

Техническая рекультивация земель. Техническая рекультивация предполагает снятие плодородной почвы перед разработкой траншей (котлована) на хранение и ее последующее возвращение на место после засыпки траншеи (котлована).

Техническая рекультивация строительной полосы трубопроводов, площадей под сосредоточенные объекты осуществляются в соответ­ ствии с требованиями раздела проекта «Охрана окружающей среды» в процессе строительства трубопроводов в сроки, устанавливаемые землепользователями.

vkГлава.com/club15268505017. Технологияиорганизациястроителъствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 491

Буровзрывные работы. Этот вид работ выполняется для рыхления скальных и мерзлых грунтов, а также для корчевки пней крупных де­ ревьев. Применение буровзрывных работ должно быть отражено в ра­ бочем проекте с указанием участков их применения, способов про­ изводства и объемов работ.

На выполнение буровзрывных работ разрабатывается отдельный ППР, который согласовывается с заинтересованными организация­ ми, предоставляющими «окно» для их выполнения и осуществляющи­ ми перенос сооружений и других объектов в безопасные зоны и эва­ куацию людей на период взрывных работ.

Для производства взрывных работ разрешается применять взрыв­ чатые вещества, на которые имеются ГОСТ, ТУ или постановления Госгортехнадзора России.

До начала взрывных работ должны быть построены склады, вре­ менные сооружения и дороги к ним в соответствии с требованиями «Единых правил безопасности при взрывных работах» и приняты ко­ миссионно с составлением соответствующего акта.

17.6. М О Н Т А Ж Т Р У Б О П Р О В О Д А

Монтаж магистральных трубопроводов независимо от способа их прокладки производят индустриальным методом, предусматриваю­ щим изготовление отдельных конструкций узлов и сварку плетей тру­ бопроводов, а также очистку и изоляцию их на заготовительных за­ водах или центрально-заготовительных мастерских с максимальным уменьшением объема работ на трассе.

Сборку труб (секций) в плети на трассе выполняют так, чтобы при­ стыковываемая труба, поддерживаемая в своей средней части трубо­ укладчиком, одним из концов (тем, который участвует в сборке) во­ шла в надежный неподвижный контакт по всему периметру с торцем наращиваемой плети. Такое положение фиксируется внутренним центратором. Сама же плеть при сборке и сварке стыка не должна подвергаться никаким подвижкам; выполнение такого условия до­ стигается за счет применения инвентарных монтажных опор, кото­ рые полностью воспринимая нагрузку от веса плети, надежно фикси­ руют ее пространственное положение. Монтажные опоры регулиру­ ются по высоте.

После сварки корневого слоя шва и при необходимости «горячего прохода» под свободный конец трубы (секции) устанавливают (под­ водят) очередную монтажную опору. Далее осуществляют сварку за­ полняющих и облицовочного слоев; при этом положение всей плети,

vk.492com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

включая пристыковываемую трубу (секцию), остается строго фикси­ рованным во избежание появления микротрещин.

Сборку и сварку труб (секции) в плети производят поточным спо­ собом: бригада разбивается на несколько специализированных звень­ ев, каждое из которых выполняет строго определенную операцию (рис. 17.6.1).

Рис. 17.6.1. Схемапоточнойтехнологиисборки и сваркитруб(секций) в нитку: 1 — бульдозер; 2 — штанга внутреннего центратора; 3 — трубоукладчик; 4 — клещевой полуавтоматический захват; 5 — центратор внутренний; 6, 7, 8, 9 — сварочныеустановки; 10— ось трубопровода;11—инвентарныележки;12—передвижныевагончики дляхранения сварочныхматериалов и обогрева людей

Повороты трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоско­ стях преимущественно производятся за счет использования отводов холодного гнутья. На участках с малыми радиусами поворота оси тру­ бопровода, которые не могут быть получены путем холодной гибки труб, применяют крутоизогнутые отводы горячего гнутья или штам­ посварные отводы. На криволинейных участках также используется упругий изгиб трубопровода.

На участках трассы, где проектом предусмотрен упругий изгиб тру­ бопровода, необходимо при производстве работ соблюдать ряд допол­ нительных требований (по сравнению с монтажом прямолинейных участков). На этих участках сборка и сварка труб ведется^сначала на­ прямую, а затем с помощью трубоукладчика производят изгиб плети. При этом все кольцевые стыки в зоне предстоящего изгиба плети должны быть полностью заварены всеми слоями шва, и лишь после этого допускается приложение к плети изгибающих усилий во избе­ жание образования трещин в сварочном шве.

На рис. 17.6.2 (см. цветную вклейку) показана контактная сварка трубопроводас помощью установки «Север-1».

vkГлава.com/club15268505017. Технология иорганизация строителъствамагистралъныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 493 1 7 .7 . УКЛАДКА ТРУБОПРОВОДА

Способы и правила укладки. Трубные плети укладывают в тран ­ шею в зависимости от местных условий и диаметра труб одним из следующих способов:

предварительным приподнятием над монтажной полосой колон­ ной трубоукладчиков с последующим поперечным надвиганием на траншею и опусканием на дно траншеи трубной плети с од­ новременной ее очисткой и изоляцией (совмещенный способ производства изоляционно-укладочных работ);

поперечным надвиганием как и в предыдущем случае, но без очистки и изоляции, которые выполняются на трассе заблаго­ временно (раздельный способ производства изоляционно-укла­ дочных работ;

приподнятием над монтажной полосой, поперечным надвигани­ ем на траншею и опусканием на дно траншеи плетей, сварен­ ных из труб с заводской или базовой изоляцией;

продольным протаскиванием с монтажной площадки заранее под­ готовленных (включая нанесение изоляции, футеровки, балласти­ ровки) длинномерных плетей непосредственно по дну траншеи;

продольным протаскиванием по дну траншеи плети циклично, по мере ее наращивания из отдельных труб или секций на мон­ тажной площадке;

продольным протаскиванием с береговой монтажной площадки трубной плети на плаву по мере ее наращивания (включая свар­ ку, контроль качества кольцевых швов, очистку и изоляцию сты­ ков, балластировку и пристроповку разгружающих поплавков)

споследующим погружением этой плети в проектное положе­ ние путем отстроповки поплавков;

продольным протаскиванием на плаву, но без предварительной балластировки и без применения поплавков; в этом случае по­ гружение плети на дно траншеи осуществляется за счет навес­ ки на плавающую плеть балластирующих устройств специаль­ ной конструкции;

опуском забалластированной и выложенной по проектной оси плети путем разработки траншеи под плетью («метод подкопа»);

опуском отдельных труб или секций в траншею с последующим

их наращиванием в плети в траншее.

При укладке плетей в траншею необходимо обеспечивать:

• недопущение в процессе опуска их соприкосновений со стенка­ ми траншеи;

vk.com/club152685050494 Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

сохранность стенок самого трубопровода (отсутствие на нем вмятин, гофр, изломов и других повреждений);

сохранность изоляционного покрытия;

образование зазора между стенками траншеи и трубопроводом.

получение полного прилегания трубопровода ко дну траншеи по всей его длине.

При применении труб без противокоррозионного покрытия орга­ низуется изоляционно-укладочная колонна, которая выполняет одно­ временно очистку труб, их изоляцию и укладку (рис. 17.7.1).

Направление движения колонны

Рис. 17.7.1. Схема производства изоляционно-укладочныхработ: 1, 2, 3, 4, 5, 6 — трубоукладчик; 7 очистная машина; 8 — изоля­

ционная машина; 9 — подвеска троллейная; 10 — бульдозер; И — вахтовый автомобиль; 12 — вагон-домик

При укладке изолированной плети применяют три метода: непре­ рывный метод, цикличную укладку методом «перехвата», цикличную укладку методом «переезда» (рис. 17.7.2).

Непрерывный метод укладки производится синхронным движени­ ем колонны трубоукладчиков, оснащенных троллейными подвесками.

При цикличном методе «перехвата» последний трубоукладчик, осво­ бодившись от нагрузки, перемещается вплотную к впереди стояще­ му и здесь включается в работу, обеспечивая тем самым разгрузку трубоукладчика, который, в свою очередь, уходит на подмену следую­ щего трубоукладчика, и так происходит далее, пока не завершится цикл укладки полностью.

Цикличная укладка методом «переезда» отличается от укладки мето­ дом «перехвата» тем, что последний трубоукладчик после освобождения от нагрузки переезжает в головную часть колонны и включается в работу.

На рис. 17.7.3 (см. цветную вклейку) показана укладка плети тру­ бопровода в траншею.

Защита трубопровода от механических повреждений при уклад­ ке. Способ защиты трубопровода от механических повреждений в за-

vkГлава.com/club15268505017. Технологияиорганизациястроителъствамагистралъныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 495

висимости от грунтовых условий, сезона строительства, особенностей местности (наличия карьеров, обеспеченности транспортной сетью и т. п.) указывается в проекте.

24 -36 м

24 -36 м

ОЙДЩЦСТ Т И И 1 Ш И M l f T T 1 rW T T W T W T

UJLU

Рис. 17.7.2. Схема укладки изолированной плети методом «переезда»

На участках трассы, где трубопровод прокладывают в скальных, ка­ менистых и мерзлых грунтах, дно траншеи выравнивают, устраивая подсыпку из мягкого или мелкозернистого минерального (песка) грун­ та толщ иной не менее 10—20 см над выступающими частями основания.

Обетонированные трубы, конструкция которых рассчитана из условий обеспечения балластировки трубопровода, дополнительной защиты от механических повреждений не требуют.

В качестве средства защиты трубопровода от повреждений может использоваться футеровка труб, выполненная из долговечных, него­ рючих и экологически чистых оберточных материалов, а также обетонирование труб. Толщина бетонного покрытия в этом случае уста­ навливается в пределах 1—2 см.

17.8. С Т Р О И Т Е Л Ь С Т В О Т Р У Б О П Р О В О Д А Н А П Е Р Е Х О Д А Х

Подземные переходы поддорогами. Способы и сроки производства работ по сооружению переходов под автомобильными и железными дорогами согласовывают с эксплуатирующими эти дороги организа­

vk.496com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

циями. На строительство таких пересечений разрабаты вается отдельный проект производства работ (ППР) или технологическая карта.

В зависимости от интенсивности движения, категорийности дорог, диаметра трубопровода, методов производства работ, грунтовых усло­ вий укладка трубопроводов может осуществляться следующими спо­ собами:

открытым, при котором трубопровод с защитным футляром (ко­ жухом) или без него укладывается в траншею, устроенную в на­ сыпи дороги;

закрытым, при котором для укладки футляра (кожуха) через до­ роги применяются методы бестраншейной проходки.

Открытый способ используется при отсутствии защитного фут­ ляра (кожуха) или тогда, когда есть возможность временно прекра­ тить движение транспорта и устроить временные объезды. На доро­ гах с низкой интенсивностью движения, если возможно выбрать пе­ риод («окно») отсутствия движения транспорта, допускается не устраивать объезд. При открытом способе работы выполняются в сле­ дующем порядке:

планировка площадок, доставка труб, машин и другого оборудо­ вания;

сварка кожуха (футляра) и трубной (рабочей) плети;

изоляция кожуха и плети;

оснащение плети опорными устройствами;

насадка кожуха на плеть;

разборка покрытия дороги (рельсового пути);

разработка траншеи на переходе;

укладка плети с кожухом в траншею;

засыпка траншеи с послойной трамбовкой грунта в пазухах тран­ шеи;

испытание плети;

восстановление твердого покрытия дороги (или рельсового пути);

приварка вытяжных свечей (сливных патрубков);

вварка плети в общую нитку трубопровода;

установка герметизирующих сальников на кожухе;

испытание плети совместно с прилегающими участками. Больший интерес представляет закрытый способ (бестраншейная

проходка), который может применяться без ограничений, т. е. неза­ висимо от категории дорог, интенсивности движения транспорта, категории грунтов и диаметра трубопровода. При закрытом способе работы выполняются в следующем порядке:

vk.Главаcom/club1526850501 7. Технологияиорганизациястроителъствамагистралъныхтрубопроводов49\| vk.com/id446425943

планировка площадок, доставка труб, машин и другого оборудова­ ния;

сварка кожуха (футляра) и трубной плети;

разработка рабочего и приемного котлованов;

изоляция кожуха (футляра);

прокладка кожуха (футляра) под насыпью и наращивание его до проектной длины;

изоляция плети;

оснащение плети опорно-центрирующими устройствами и оголовником;

очистка полости кожуха (футляра), шлифовка заусенцев и дру­ гих неровностей на кольцевых стыках;

протаскивание плети через кожух;

контроль электроизоляции «кожух—плеть»;

предварительное испытание плети;

вварка плети в общую нитку трубопровода;

установка герметизирующих манжет и испытание герметично­ сти межтрубного пространства;

приварка свечей (сливных патрубков);

засыпка трубопровода на участках, выступающих за полотно дороги;

испытание плети совместно с прилегающими участками. Схемы протаскивания рабочей плети трубопровода представлены

на рис. 17.8.1 и 17.8.2.

При закрытом способе прокладки кожухов (футляров) применя­ ют три способа проходки: прокалывание, горизонтальное бурение и продавливание.

Прокалывание (прокол) рекомендуется применять в мягких грун­ тах для трубопроводов малых диаметров (до 300 мм). К этому методу не следует обращаться при неглубоком заложении (менее 2 м) кожу­ ха во избежание образования вертикального выпора грунта и нару­ шения полотна дороги. Прокалывание, как правило, осуществляется путем статического силового воздействия (гидродомкратами).

Горизонтальное бурение рекомендуется применять для трубопро­ водов средних и больших диаметров (530—1420 мм) в грунтах I—IV ка­ тегорий. Проходка скважины ведется установками горизонтального бурения. Этот метод не следует использовать на слабых (водонасыЩенных и сыпучих) грунтах во избежание просадки дорожного по­ лотна, так как грунт насыпи может «утекать» через кожух.

Продавливание является наиболее универсальным способом про­ кладки кожухов и наилучшим образом обеспечивает сохранность до-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

______________ Полоса строительства

Р и с . 17.8,1. С хем а п р о т а ск и ва н и я р а б о ч ей плет и (начальны й э т а п )

Полоса строительства____________ ^

ов объект егазовых т неф строительства организация и Технология .IV Часть 498

организация и Технология 17, Глава

Р и с . 1 7 .6 .2 . С х е м а п р о т а с к и в а н и я р а б о ч е й п л е т и /к о н е ч н ы й эт ап )

vk500.com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

рожных насыпи и полотна. В случае «утечки» грунта применяют за­ твор в кожухе. Как правило, продавливание кожухов осуществляет­ ся гидродомкратами (рис. 17.8.3).

Переходы через подземные и наземные коммуникации. Разработка траншеи на пересечениях через подземные коммуникации (трубопро­ воды, кабельные линии связи и электропередачи) производится при наличии письменного разрешения организации, эксплуатирующей эти комхМуникации, и в присутствии ответственных представителей строи­ тельной и эксплуатирующей организаций.

Укладка трубопровода на переходе через подземные коммуника­ ции производится продольным перемещением в траншее^под комму­ никациями предварительно заизолированной трубной плети.

Переходы через овраги, балки и малые водотоки. Ввиду сложно­ сти и ответственности переходов трубопроводов через овраги, балки и малые водотоки, когда профиль трассы имеет сложную конфигура­ цию, их строительство выполняется по индивидуальному чертежу- В рабочих чертежах отметки поверхности земли и дна траншеи ука­ зывают через каждые 2—5 м.

vkГлава.com/club15268505017. Технологияи организациястроительства| vk.com/id446425943магистральныхтрубопроводов 501

В проекте производства работ на вышеуказанные переходы разра­ батывают отдельные технологические карты на следующие виды работ: разработка транш еи, монтаж трубной плети (с указанием мест технологических захлестов и последовательности их сборки и свар­ ки); укладка плети; балластировка; засыпка, а в ряде случаев и на ис­ пытание.

Строительство переходов необходимо вести, как правило, без срез­ ки грунта на строительной полосе (во избежание эрозии грунтов). Это достигается путем тщательного «вписания» трубопровода в рельеф местности за счет вставки кривых колен и применения специальных способов производства работ (протаскивание плетей на крутых скло­ нах, сварка одиночных труб в траншее, использование индивидуаль­ ных технологических схем, якорение машин и т. д.).

Строительство надземных переходов. Проект производства работ или технологическая карта по сооружению надземных переходов че­ рез судоходные водные препятствия, оросительные каналы, желез­ ные и автомобильные дороги строительная организация согласовы­ вается с соответствующими эксплуатирующими организациями.

Допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ от про­ ектных размеров для балочных переходов и надземной прокладки трубопроводов принимаются по СНиП Ш-42-80*.

17.9. М О Н Т А Ж У З Л О В К Р А Н О В И З А Д В И Ж Е К

Монтаж узлов кранов и задвижек, как правило, производится из укрупненных заготовок, сваренных, закодированны х и предвари­ тельно испытанных в базовых условиях, так как при отказе во вре­ мя испытания всего трубопровода приходится опорожнять весь тру­ бопровод, что приводит к удорожанию работ. Комплекс работ по установке узлов кранов или задвижек выполняется в следующем по­ рядке:

разработка котлована;

планировка дна, подсыпка под фундамент и ее трамбовка;

укладка фундаментных плит;

транспортировка монтажных заготовок к месту установки кра­ новых узлов и задвижек;

сборка узла из заготовок в котловане;

контроль сварных стыков;

изоляция стыков;

гидравлическое испытание кранового узла (задвижки);

присоединение кранового узла (задвижки) к нити трубопровода;

vk.com/club152685050502 Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

контроль замыкающих стыков и их изоляция;

засыпка узла с трамбовкой пазухов;

установка средств управления краном (задвижкой);

установка ограждения, обустройство площадки вокруг краново­ го узла (задвижки).

17.10. С Т Р О И Т Е Л Ь С Т В О С И С П О Л Ь З О В А Н И Е М ТРУБ С З А В О Д С К И М И З О Л Я Ц И О Н Н Ы М П О К Р Ы Т И Е М

В последнее время все шире используются трубы с заводским изо­ ляционным покрытием, что значительно улучшает защищенность магистральных трубопроводов от коррозии. При этом длина труб со­ ставляет 12—18 м. Так, для строительства газопровода Ямал—Европа германская фирма «Mannesman» поставлялатрубыД 1400 мм длиной 18 м, что позволило исключить развертывание на трассе полевых трубосва­ рочных баз. В России намечается переход на производство изолиро­ ванных труб (Выксунский металлургический комбинат) длиной 24 м. Такие трубы по железной дороге перевозятся на удлиненных (25 м) вагонах.

Важнейшим условием эффективного использования труб с завод­ ской изоляцией является соблюдение повышенных требований к бе­ режному, аккуратному обращению с ними на всех стадиях строитель­ ства.

Входной контроль качества изолированных труб. Поступающие на строительство трубопроводов изолированные трубы подвергают­ ся приемочному контролю, предусматривающему освидетельствова­ ние и отбраковку труб. Трубы, не соответствующие ТУ или проекту, отбраковываются.

Контроль производится подрядчиком в процессе разгрузки труб

сжелезнодорожных платформ с целью выявления повреждений при транспортировке труб по железной дороге. При этом внешним осмот­ ром контролируются форма трубы (отсутствие эллипсности), состоя­ ние торцов труб и противокоррозионного покрытия (отсутствие ца­ рапин, забоев, вмятин). При обнаружении дефектов составляется акт

сучастием представителя железнодорожной станции о наличии по­ вреждений. Проверка качества покрытия и отбраковка труб произ­ водится по критериям, установленным нормативными документами.

Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы. Складирова­ ние труб. Погрузка, разгрузка и складирование изолированных труб производится избегая их соударения, волочения по земле, а также по нижележащим трубам. Погрузка и разгрузка труб, а также их скла­

vkГлава.com/club15268505077. Технологияиорганизациястроителъствамагистралъныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 503

дирование осуществляются с помощью стреловых, гусеничных кранов или трубоукладчиков, оснащ енны х специальными торцевыми захватами.

Так, при выгрузке труб из полувагонов кран должен устанавливать­ ся между разгружаемым полувагоном и транспортным средством со­ гласно рис. 17.10.1. Просвет Б между хвостовой частью платформы крана и наружным бортом полувагона должен составлять не менее 1 м. Допустимое расстояние С между продольной осью крана и боковой стенкой полувагона равно:

c=A M, - r+ 0 ' 5D

где Г — ширина полувагона;

D — диаметр перевозимых труб.

Значения А тах для разных кранов устанавливаются нормативны­ ми документами.

Рис. 17.10.1. Схема выгрузки т руб из полувагонов с погрузкой их на

т ранспорт ные средст ва

При работе с трубными секциями используют мягкие полотенца или мягкие стропы с траверсой. Поверхности захватов, контактирующих с изолированной трубой, оснащаются вкладышами или накладками из эластичного материала (например, капролана).

При перевозке изолированных труб (секций труб) трубовозами (плетевозами) их крепят стопорными тросами с обоих концов во из­ бежание продольных перемещений. Необходимо также тщательно закреплять трубы (секции труб) на кониках с помощью увязочных поясов, снабженных прокладочными ковриками.

vk.504com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Сварочно-монтажные работы. Сварка труб в секции на трубосвароч­ ных базах производится преимущественно электроконтактной сваркой, исключающей поперечные перекатывания и кантования труб и секций. Для предотвращения повреждений изоляционного покрытия при при­ менении электродуговых способов сварки накопители, покати, отсекатели, остановы, рольганги и роликовые опоры сварочной базы покрыва­ ют амортизирующими материалами. Сварка труб (секций труб) в плеть выполняется с использованием монтажных опор, имеющих мягкие на­ кладки. Схема сварки трубопровода в нитку приведена на рис. 17.10.2.

Изоляция сварных стыков труб. Сварные стыки труб с заводски­ ми покрытиями при прокладке магистральных трубопроводов неза­ висимо от диаметра изолируются термоусадочными муфтами, манже­ тами или термоусадочными лентами. Работы по изоляции стыков про­ изводятся как в стационарных условиях (на трубосварочных базах после сварки труб в секции), так и на трассе — после сварки секций или отдельных труб в плеть. Технология включает в себя следующие основные операции:

очистку изолируемой поверхности;

сушку или подогрев стыка;

нанесение грунтовки;

нанесение покрытия;

контроль качества покрытия.

Изоляцию наносят на поверхность околошовной зоны, очищенную от продуктов коррозии, легко отделяющейся окалины, грязи, масля­ ных пятен, копоти, пыли и т. д., на прилегающую поверхность завод­ ского покрытия.

Качество изоляционного покрытия проверяют на всех стадиях про­ изводства работ: на стеллаже изоляционного стенда, перед укладкой и после укладки трубопровода в траншею.

Укладка трубных секций. Непосредственно процесс укладки мо­ жет осуществляться либо цикличным методом, либо непрерывно. В первом случае трубоукладчики, входящие в состав колонны, осна­ щаются мягкими монтажными полотенцами, во втором случае — гру­ зозахватной оснасткой роликового типа (троллейными^подвесками или Катковыми полотенцами). Ролики (катки) этих устройств имеют эластичную контактную поверхность, например за счет использова­ ния полиуретановых бандажей и в виде пневмошин.

Трубоукладчики, используемые при укладке плетей из изолирован­ ных труб, оснащаются амортизирующими накладками, устанавливае­ мыми на их стрелы в зоне их возможного контакта с укладываемым трубопроводом.

Р и с . 1 7 ,10 .2 . С х е м а с б о р к и и с в а р к и т р у б в н и т к у: а) н а в н у т р е н н е м ц е н т р а т о р е ; б ) н а н аруж н ом

ц ент рат оре; 1 — т рубоукладчи к; 2 — за х ва т , о б о р уд о ва н н ы й мягким и п олот ен цам и; 3 — и н вен т а р н а я опора; 4 свари ваем ы й ст ы к и вн ут р ен н и й центратор; 5 сва р о ч н а я уст ан овк а; 6 б р о вк а т ран ш еи ; 7 — б ул ьд о зер ; 8 — вн ут рен н и й ц ен т рат ор; 9 наруж ны й ц ен т р а т о р

трубсяухюодовcom/id446425943магистральныхстроительства.vkорганизация| com/club152685050и Технология .71 Глава .vk

505

vk506.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

17.11. О С О Б Е Н Н О С Т И С Т Р О И Т Е Л Ь С Т В А Т Р У Б О П Р О В О Д О В В О С О Б Ы Х П Р И Р О Д Н Ы Х У С Л О В И Я Х

17.11.1. Строительство трубопроводов в особых грунтовых

условиях Болота и обводненные участки. Болота по допускающему давле­

нию от передвижения по ним строительной техники делятся на сле­

дующие типы:

болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и

 

неоднократное передвижение болотной техники с удельным дав­

 

лением 0,02—0,03 МПа (0,2—0,3 кгс/см2) или работу обычной

 

техники с помощью щитов, еланей или дорог, обеспечивающих

 

сниж ение удельного давления на поверхность залежи до

 

0,02 МПа (0,2 кгс/см2);

болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и

 

передвижение строительной техники только по щитам, еланям

 

или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на

 

поверхность залежи до 0,01 МПа (0,1 кгс/см2);

болота, заполненные растекающимся торфом и водой с плаваю­

 

щей торфяной коркой, допускающие работу только специаль­

 

ной техники на понтонах или обычной техники с плавучих

 

средств.

Строительство трубопроводов на протяженных болотах и обвод­ ненных участках производится преимущественно в зимнее время после промерзания верхнего торфяного покрова; при этом предусмат­ ривают комплекс мер по ускорению промерзания грунта на монтаж­ ной полосе для передвижения машин, а также выполняют мероприя­ тия по уменьшению промерзания грунта на полосе рытья траншеи. Ускорение промерзания осуществляется путем расчистки снега, про­ минки болот, поливки водой.

Засыпка трубопроводов, уложенных в траншею на болотах в лет­ нее время, осуществляется либо бульдозерами на болотном ходу, либо одноковшовыми экскаваторами на уширенных гусеницах, переме­ щающихся по вдольтрассовой дороге. k

Барханные пески, поливные земли и соры. В барханных и грядо­ вых песках по всей ширине строительной полосы выполняют плани­ ровку с целью удаления подверженных выдуванию частей барханов до уровня межгрядовых понижений, а также обеспечения беспрепят­ ственного прохода строительных колонн, бригад и транспортных средств. Грунт из удаляемой части барханов складывают в межгрядо­ вых понижениях вне строительной полосы. В сухих сыпучих песках

vk.Главаcom/club15268505017. Технология иорганизация|строительствамагистральныхтрубопроводовvk.com/id446425943 507

во избежание заноса траншеи ее рытье производится с коротким заде­ лом не более чем на одну смену работы.

На поливных землях работы, как правило, осуществляются в пе­ риоды полного прекращения поливов или в другие промежутки вре­ мени — по согласованию с землепользователем. До начала работ по сооружению трубопроводов на поливных землях проводятся меро­ приятия по предохранению строительной полосы от поливных вод, а также по пропуску через нее воды, поступающей из каналов и других сооружений пересекаемой оросительной системы.

Насыпи на сорах возводятся в два этапа: сначала на высоту до про­ ектной отметки низа трубы с обеспечением сквозного проезда по на­ сыпи, затем, после укладки трубопровода в проектное положение, насыпь досыпают до проектных размеров.

Производство работ в охранных зонах действующих трубопро­ водов и других коммуникаций. В охранной зоне без письменного разрешения эксплуатирующей организации/ владельца коммуника­ ций запрещается:

• возводить любые постройки и сооружения, устраивать склады;

производить строительные и монтажные работы;

сооружать проезды и переезды через трассы действующих ком­

муникаций.

Временный отвод земель в пределах охранных зон для целей строи­ тельства и реконструкции трубопровода осуществляется в соответст­ вии со СН «Нормы отводы земель магистральных трубопроводов».

17.11.2.Технология и организация строительства трубопроводов

вусловиях многолетнемерзлых грунтов

Организация производства работ. Линейные трассовые работы при сооружении трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах произво­ дятся в зимнее время с использованием мерзлых грунтов в качестве оснований. Работы на трассе начинаются после промерзания деятель­ ного слоя на глубину не менее 0,6 м, во избежание повреждения мохорастительного покрова. На отсыпанных площадках может происходить работа круглогодично. После промерзания деятельного слоя многолет­ немерзлых грунтов выполняются следующие трассовые работы:

расчистка и планировка строительной полосы;

сооружение временных дорог и технологических проездов;

развозка вдоль трассы трубных секций, блоков, свай, других кон­ струкций и материалов, предназначенных для монтажа линей­ ной части;

бурение скважин;

vk508Часть.com/club152685050TV. Технологияиорганизациястроителъстванефтегазовыхобъектов| vk.com/id446425943

установка и монтаж свайных опор, включая выполнение противопучинных и противопросадочных мероприятий;

разработка траншей и засыпка трубопроводов;

монтаж линейной части трубопроводов, включая изоляционные и теплоизоляционные работы;

укладка и закрепление трубопровода в проектном положении;

монтаж крановых узлов;

устройство систем ЭХЗ и линий связи;

очистка полости и испытание трубопроводов на прочность и гер­ метичность;

осушка полости трубопроводов;

техническая и биологическая рекультивация земель в пределах строительной полосы;

окончательное формирование валика над трубопроводом.

В летний период в базовых условиях и на отсыпанных площадках выполняются следующие внетрассовые работы:

формирование запасов материально-технических ресурсов;

заготовка и осушка грунта в карьерах;

сварка и противокоррозионная изоляция трубных секций;

изготовление скользящих и неподвижных опор для надземных трубопроводов, фасонных частей, конструктивных элементов для теплоизоляции стыков и монтажа компенсаторов;

подготовка торцов труб под сварку и их консервация;

изготовление кривых вставок и их изоляция;

теплоизоляция труб и деталей;

укрупнительная сборка, изоляция и испытание крановых узлов, трубных блоков;

ремонт и подготовка строительной техники и автотранспорта

кэксплуатации.

Выполнение линейных трассовых работ в летний период при по­ тере несущей способности деятельного слоя грунта допускается толь­ ко с применением специальных технологий и техники, оказывающей минимальное давление на грунт.

Жилые городки, склады материалов, трубозаготовительные базы, места стоянки и ремонта техники на затопляемых территориях рас­ полагаются либо за пределами зоны возможного заводнения, либо на отсыпанных незатопляемых площадках.

Строительство трубопроводов осуществляется с использованием строительных и транспортных машин, технологической оснастки в се­ верном исполнении с применением специальных сортов горюче-сма­ зочных материалов, гидротормозных, охлаждающих и других эксплуа-

vk.Главаcom/club15268505017. Технология иорганизация|строительстваvk.com/id446425943магистральныхтрубопроводов 509

тационныхжидкостей. Организованные стоянки строительных и транс­ портных машин оборудуются средствами группового обогрева.

Индустриализация строительства реализуется за счет применения типовых конструктивных элементов трубопроводов повышенной тех­ нологической готовности, в том числе изолированных в заводских или базовых условиях труб, а также укрупненных узлов, блоков, модулей заводского или базового изготовления (крановых узлов, камер пус­ ка-приема очистных устройств, трубных блоков и секций различного назначения, неподвижных и скользящих опор надземных трубопро­ водов, облегченных строительных конструкций и т. п.).

Оптимальные размеры сезонных, текущих и страховых запасов определяются производительностью линейных подразделений, продол­ жительностью предполагаемых перебоев в системе снабжения по погодным условиям, а также минимальными размерами транзитных норм поставок. Минимально допустимый уровень запасов определя­ ется исходя из гарантированного обеспечения непрерывного функ­ ционирования линейных подразделений в условиях воздействия экс­ тремальных климатических факторов.

Организация конвейерной части комплексного линейного техно­ логического потока должна обеспечивать максимально сжатый фронт производства работ. Это достигается тем, что отдельные виды работ (специализированных потоков) могут производиться при минималь­ ных, обусловленных только технологией, сближениях (минимальных технологических заделах), при жесткой синхронизации темпов веде­ ния отдельных работ. Технологический задел не должен превышать производительность потока за I смену, что позволяет избежать зано­ са траншеи снегом, промерзания дна траншеи и отвала грунта.

В условиях многолетнемерзлых грунтов трубопроводы, как прави­ ло, прокладываются надземно (на свайных опорах). Типовая органи­ зационно-технологическая схема строительства надземного трубо­ провода приведена на рис. 17.11.1.

Подготовка строительства. Общая подготовка к строительству объекта предусматривает:

определение рациональных размеров сезонных, текущих и стра­ ховых запасов труб, сварочных, изоляционных и других мате­ риалов;

подготовка причалов, пристаней, железнодорожных станций

кприему грузов, особенно в период речной и морской навигации;

определение размеров участков для хранения сезонных запасов труб и материалов и согласование их размещения с местной ад­ министрацией;

vk510.com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Направление строительного потока

а

Расчистка полосы строительства

Строительство переходов

Развозка, раскладка свай, установка свай

от снега, устройство

через ручьи, оврага

 

вдольтрассового проезда

 

 

Базовая подготовка элементов

Сварочная база

 

свайных опор

 

 

б

в

Установка опорных

Изоляция и

Монтаж компенсатора

Очистка полости.

Монтаж

элементов на подвижных

теплоизоляция

и замыкающего

испытание

средств 3X3

опорах, подводка

стыков

стыка, изоляция

трубопровода

 

ригелей под трубопровод

 

и теплоизоляция

 

 

 

 

стыков компенсатора*

 

 

*

Рис. 17.11.1. Типовая организационно-т ехнологическая схема линейного п о т о к а по сооруж ен и ю н а д зем н ы хт руб оп ровод оввусл ови я хвеч н ом ерзл ы х грун т ов: 1 бул ьдозер; 2 подъем ны й к р а н ; 3 уст р о й ст во п ерехода

п од

дорогой

м ет одом

п родавл и ван и я;

4

б уровая

у ст а н о в к а ;

5

п робурен и е скваж и н ы ; 6 п лодородн ы й

грун т ; 7 т р уб овоз;

8 — т рубоукладчик; 9 —

буровая уст ановка;

10 — заби вка

свай С П -49;

11 ригели; 1

2 ус7пановленныери гели на опорах; 1 3 секцият рубопровода;

14

— источник т ока; 15 — вагончик для обогрева; 16 — т ракт ор; 1 7 —

компрессор; 1 8 — домкрат

vk.Главаcom/club15268505017. Технология и организация|строительстваvk.com/id446425943магистральныхтрубопроводов 511

• оформление отвода земель во временное пользование для произ­ водственных баз, складских помещений, жилых городков, строи­ тельства трубопровода;

• согласование с местной администрацией мест водозабора для производственных и бытовых нужд, а также мест сброса сточ­ ной и отработанной в результате производственной и бытовой деятельности воды.

При подготовке к производству строительно-монтажных работ вы­ полняются:

сооружение временных дорог;

заготовка грунта в карьерах;

технологическая подготовка труб, узлов и деталей на производ­ ственных базах;

ремонт, техническое обслуживание и подготовка техники к ра­ боте в зимний период;

формирование страховых, текущих и сезонных запасов труб, ма­ териалов и оборудования;

устройство полевых жилых городков;

монтаж производственных баз;

сооружение складских помещений;

размещение пунктов обогрева вдоль трассы;

организация радиосвязи между бригадами;

организация и подготовка мобильных средств освещения в трас­ совых условиях.

Впроцессе инженерной подготовки строительной полосы выпол­ няются следующие работы:

проведение (в зависимости от местных условий) различного рода противоэрозионных и других мероприятий, которые определе­ ны проектом;

сооружение технологических проездов;

расчистка строительной полосы от мелколесья и кустарников;

промораживание или осушение заболоченных и переувлажнен­ ных плохозамерзающих участков;

подготовка оснований под насыпи.

Строительство и эксплуатация временных дорог и технологических проездов. Особую сложность представляют временные дороги в услови­ ях многолетнемерзлых грунтов. Подъездные и вдольтрассовые дороги и технологические проезды могут сооружаться из привозного грунта (грун­ товая дорога) или снега и льда (снего-ледовые дороги — автозимники).

При строительстве временных дорог выдвигаются особые экологи­ ческие требования. Так, строительство временных дорог и технологи­

vk512.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

ческих проездов осуществляется без снятия мохорастительного покрова с целью сохранения мерзлотного режима грунтов.

Прокладку автозимника по поверхности полностью промерзаю­ щих рек и озер осуществляют после тщательной проверки состояния ледяного покрова. При резкой извилистости русла, наличия наледей, многослойного льда, крупных камней, торосов автозимник проклады­ вают в пойме реки.

Трассу автозимника по возможности прокладывают на незаносимых снегом участках. Если трасса должна пересекать снегозаносимые участки, то ее направление совмещают, как правило, с направлением господствующих ветров или располагают под углом к нему не более 20°.

Транспортировка трубных блоков, элементов крановых узлов осу­ ществляется на прицепах и полуприцепах-тяжеловозах. Крепление трубных блоков и элементов крановых узлов выполняют с использо­ ванием прокладок, предохраняющих изоляционное покрытие от по­ вреждений.

В зимнее время перевозка грузов на дальние расстояния I (свыше 20 км) осуществляется только колоннами транспортных средств, для взаимовыручки при возникновении экстремальных ситуаций.

Для перевозки труб, материалов, запорной арматуры, людей, про­ дуктов, запчастей используют вертолеты и легкие самолеты.

Земляные работы. Разработка грунта в карьерах производится пре­ имущественно в теплое время года. Зимой разработка грунта осуще­ ствляется с рыхлением мерзлой породы буровзрывным методом или механическими рыхлителями. Летом разработка грунта выполняется без предварительного рыхления, послойно по мере естественного от­ таивания.

Способ разработки траншеи выбирается в зависимости от струк­ туры грунта и степени его промерзания. При выборе способа разра­ ботки траншеи стремятся к уменьшению ее ширины с целью суже­ ния повреждаемой полосы земли, снижения трудоемкости и стоимо­ сти разработки транш еи. Разработку транш еи рекомендуется выполнять преимущественно роторными экскаваторами без откосов на полную глубину. При отсутствии мощного роторного экскаватора разработка траншеи производится дифференцированном способом, т. е. постепенным расширением и углублением траншеи проходом не­ скольких роторных экскаваторов.

Разработка траншей в многолетнемерзлых грунтах с крупными ка­ менистыми включениями выполняется гидравлическими одноковшо­ выми экскаваторами с вместимостью ковша 1,5 м, осуществляя пред­ варительное рыхление грунта механическим или буровзрывным спо­

vkГлава.com/club15268505017. Технологияи организациястроительств| vk.com/id446425943амагистральныхтрубопроводов 513

собом. При промерзании деятельного слоя до 1,0 м рыхление грунта выполняют мощными бульдозерами-рыхлителями. При большой глу­ бине промерзания рыхление грунта выполняют буровзрывным спо­ собом.

Очистку от снега траншеи осуществляют одноковшовым экскава­ тором (драглайном) или обратной лопатой, снабженной кривой стре­ лой. Практикуется очистка траншеи от снега за рубежом экскавато­ рами-грейферами; для этого отвал грунта сразу после рытья траншеи планируют. Экскаватор с грейфером перемещается по спланирован­ ному отвалу грунта и очищает траншею от обваловавшихся грунтов и снега.

Засыпать траншею следует бульдозером поперечными или косо­ поперечными проходами. Засыпку трубопровода выполняют ротор­ ным экскаватором. Для проезда экскаватора отвал грунта должен быть спланирован бульдозером. Засыпку трубопровода возможно выпол­ нять и одноковшовыми экскаваторами с предварительным рыхлени­ ем грунта.

Установка свайных опор для надземных трубопроводов. Установ­ ка свайных опор производится, как правило, методами, исключающи­ ми растепление многолетнемерзлых грунтов, а именно:

забивкой свай в предварительно пробуренные скважины мень­ шего диаметра (забивка в лидерные скважины);

установкой свай в скважины большего диаметра (буроопускной способ) с заливкой зазоров специальными растворами;

установкой свай с одновременным бурением скважины и ее по­ гружением (бурозабивной способ).

Монтаж и укладка подземного трубопровода. М онтаж трубопро­ вода в нитку должен производиться до разработки траншеи. Монтаж трубопровода осуществляется из труб, изолированных в базовых или заводских условиях.

Сварка стыков трубопроводов осуществляется по специальной тех­ нологической инструкции, учитывающей природно-климатические условия (низкая температура атмосферного воздуха).

Укладка трубопровода производится в очищенную от снега и льда траншею и на подготовленное дно, исключающее механические по­ вреждения изоляционного покрытия.

Закрепление трубопровода на проектных отметках на обводнен­ ных и заболоченных участках производится балластными грузами или вмораживаемыми анкерами.

Монтаж надземного трубопровода. В многолетнемерзлых грунтах чаще всего прокладка трубопроводов производится надземным спо­

vk514.com/club152685050Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

собом. Монтаж надземного трубопровода осуществляется либо на раскладочных лежках рядом со свайными опорами с последующим подъемом плетей на опоры, либо непосредственно на опорах с исполь­ зованием передвижных монтажных опор (рис. 17.11.2). Монтаж над­ земного трубопровода выполняется методами, исключающими пря­ мой контакт с твердыми предметами: металлическими частями транс­ портных и грузоподъемных машин, а также монтажных средств.

Рис. 17.11.2. М онт аж плетей на опорах: а сборка ст ыка; б перемещение цент рат ора; в подгот овка трубы к сЬпыковке; 1 опора; 2 смонтированный т рубопровод; 3 монт аж ная опора; 4 передвиж ная опора штанги; 5 ш танга; 6

центратор; 7 — т рубоукладчик; 8 — трубы

Перед закреплением трубопровода на опорах выполняют регули­ ровку высоты положения опор с целью устранения остаточных мон­

vk.com/club152685050Глава 17. Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 515

тажных напряжений в трубопроводе выравниванием нагрузок на опо­ рах от веса трубопровода.

Наземные нефтепроводы во избежание загустения нефти (поддер­ жания запроектированных температур перекачки) могут оснащать­ ся системой попутного электроподогрева. Греющий электрокабель прокладывается в трубе диаметром 50 мм, которая крепится к транс­ портной трубе снизу.

Испытание системы электроподогрева проводят после ее монтажа в два этапа. На первом этапе необходимо испытать работоспособность и электробезопасность самого нагревателя, а на втором — эффектив­ ность работы всей нагревательной системы. Нагреватель подлежит испытанию на нескольких режимах изменения тока от минимально­ го значения до максимального.

На рис. 17.11.3 (см. цветную вклейку) показан общий вид надзем­ ного трубопровода, смонтированного на эстакаде.

17.11.3.Технология и организация строительства трубопроводов

вгорных условиях

Для разработки проекта производства работ тщательно обследует­ ся трасса газопровода. В процессе обследования трассы определяется:

состояние грунтов к моменту начала работ;

состояние трассы — оползневые участки, русла селевых пото­ ков, ручьи (включая пересохшие), овраги, канавы;

крутизна строительной полосы и прилегающих участков с целью определения возможности передвижения техники и применяе­ мой схемы производства работ;

степень покрытия строительной полосы растительностью.

При прохождении трассы по склону с поперечной крутизной бо­ лее 8° должна устраиваться полка (рис. 17.11.4).

На участках с поперечным уклоном до 15° разработку выемок под полки в нескальных и разрыхленных скальных грунтах следует про­ изводить поперечными проходами бульдозеров перпендикулярно к оси трассы (рис. 17.11.5). Доработка полки и ее планировка производятся продольными проходами бульдозера с послойной разработкой грун­ та и перемещением его в полунасыпи.

Строительство в горных условиях ведется преимущественно из труб с заводским противокоррозионным покрытием, что позволяет исключить выполнение опасной операции на уклонах — трассовой изоляции. Временные дороги сооружаются с таким расчетом, чтобы обеспечить доступ к трассе транспортных средств повышенной про­ ходимости в любое время года и суток в случаях аварии, стихийного

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Р и с . 17*11.4. C x e x v a п о п е р е ч н о го р а з р е з а полки: I п о л ув ы е м к а ;

2 — уступы для устойчивости полуяасыпи; 3 — лолунасъть; 4 — нагорная во д оот вод н ая кан ава ; 5 —траншея для трубопровода

Р и с * 1 7 .1 1 .5 * С х е м а р а зр а б о т к и п о л о к н а с к л о н а х п о п е р е ч н ы м и

п р о х о д а м и б у л ь д о зе р а

%

бедствия, травмы персонала. При работе в скальных грунтах на про­ дольных уклонах более 10° устойчивость экскаваторов проверяют на скольжение. При необходимости, чтобы повысить устойчивость, на гусеничные траки экскаватора устанавливают дополнительные грунтозацепы; кроме того, используют якорение экскаваторов (рис. 17.11.6 и 17.11.7).

vk.Главаcom/club15268505017. Технологияиорганизация|спцххипельстваvk.com/id446425943магистральныхтрубопроводов 517

Р и с* 1 7 .1 1 .6 * Р а зр а б о т к а т р а н ш еи н а п р о д о л ь н ы х ук л о н а х д о 18* м ет одом с н и зу в в е р х с я к о р е н и е м эк ск а ва т о р а б ул ьд о зер о м

Р и с * 1 7 *1 1 .7 . Р а зр а б о т к а т р а н ш еи

н а п р о д о л ь н ы х ук л о н а х д о 18*

м ет одом с в е р х у в н и з с я к о р ен и ем

эк ск а ва т о р а б ул ьд о зер о м

При разработке траншей в скальных грунтах производится предва­ рительное рыхление грунта бульдозером-рыхлителем за один или несколько проходов в зависимости от ширины траншеи и мощности разрыхляемого слоя (рис* 17*11*8)*

Р и с* 1 7 *1 1 .8 . Р ы х л е н и е с к а л ь н о г о гр ун т а б ул ьд о зер о м ы х л и т ел ем

п ри р а зр а б о т к е ск а л ьн о го грун т а

vk.com/club152685050518 Часть ТУ. Технология и|организацияvk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

На особосложных участках трубопровод прокладывается в тоннелях или микротоннелях. В тоннелях могут быть проложены несколько трубо­ проводов. Монтаж трубопроводов в тоннелях производится протаскива­ нием или проталкиванием постепенно наращиваемой снаружи тоннеля плети по постоянным или временным опорам. В большихтоннеляхсварка труб в нитку производится непосредственно в тоннеле.

При производстве работ в горной местности соблюдают минималь­ но возможные разрывы во времени между сваркой нитки трубопро­ вода и ее укладкой в траншею. Невыполнение этого условия может привести к тому, что возникнут дополнительные трудности, связан­ ные с обеспечением вписываемости трубопровода в габариты тран­ шеи (увеличится количество захлесточных стыков, потребуется рас­ ширение траншеи, усложнится технология укладочных работ).

При разработке транспортной схемы для горных участков трассы и при ее реализации в процессе строительства предусматривают установку по маршруту следования трубовозов специальных инфор­ мационных щитов и дорожных знаков, в частности ограничивающих скорость, указывающих места разъездов, предупреждающих об опас­ ных поворотах, уклонах и сужениях дороги.

Погрузочно-разгрузочные работы. Строительство в горных усло­ виях ведется преимущественно из одиночных труб длиной 12 или 18 м с заводским противокоррозионным покрытием из-за трудности до­ ставки на трассу длинномерных секций и сложности выполнения на трассе сплошной изоляции (в особенности на крутых уклонах и пере­ ходах через ущелья). Трубы и гнутые отводы в зависимости от профи­ ля дороги могут транспортироваться автомобильными или тракторны­ ми трубовозами, коники которых должны быть оборудованы устрой­ ствами для перевозки труб с противокоррозионным покрытием. На дорогах с крутыми уклонами используются буксировщики для авто­ мобильных трубовозов. В качестве буксировщиков применяются гу­ сеничные тракторы или бульдозеры, а на отдельных коротких участ­ ках могут применяться лебедки. На участках с сильно пересеченной местностью трубы транспортируются с перевалкой. Для этого органи­ зуется промежуточная площадка для перегрузки труб с автотрубово­ за на тракторный трубовоз (площадка перевалки). На крутых уклонах транспортировка труб может осуществляться двумя или тремя соеди­ ненными друг с другом тракторами. При этом вместо колесных при­ цепов могут быть использованы салазки (в особенности на спусках).

При погрузке труб на трубовозы и особенно их разгрузке на гор­ ных участках трассы с повышенной требовательностью относятся к мерам, направленным на исключение самопроизвольного скатыва­

vkГлава.com/club15268505017. Технология иорганизацияс|троиvk.телcom/id446425943ьствамагистралъныхтрубопроводов 519

ния транспортного средства (тягача и прицепа-роспуска) под уклон; для обеспечения надежной фиксации колесной техники на уклоне пользу­ ются стопорными башмаками или специальными инвентарными упорами.

17.12. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ*

Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подраз­ деляются на пассивные и активные.

Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наруж­ ной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуж­ дающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих во­ донепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механиче­ ской прочностью. Для изоляции трубопроводов применяют покрытие на битумной основе, на основе полимеров и лаков.

Битумная мастика для покрытий содержит минеральный наполни­ тель или резиновую крошку для повышения ее вязкости в горячем состоянии и увеличения механической прочности покрытия. Для по­ вышения прочности и долговечности битумных покрытий использу­ ют бризол и стекловолокнистые материалы.

Покрытия на основе полимеров представляют собой полиэтилено­ вые или полихлорвиниловые ленты с применением клея. Ленту нама­ тывают на очищенный и загрунтованный трубопровод.

Лаки применяются для защиты наземных трубопроводов от атмо­ сферной коррозии.

При длительной эксплуатации трубопроводов, защищенных толь­ ко изоляционным покрытием, возникают сквозные коррозионные повреждения уже через 5—8 лет после укладки трубопроводов в грунт вследствие почвенной коррозии, так как изоляция со временем теря­ ет прочностные свойства и в ее трещинах начинаются интенсивные процессы наружной электрохимической коррозии. Суть процессов электрохимической коррозии заключается в следующем.

Э лек т р о х и м и ч еск а я корр о зи я (к о р р о зи о н н о е р а зр уш е н и е) возника­ ет под действием коррозионно-активной среды, разнообразна по ха­ рактеру, вызывает большинство коррозионных разрушений трубо­ проводов и оборудования. Электрохимическая коррозия протекает с наличием двух процессов — катодного и анодного. Процессы элек­ трохимической коррозии протекают по законам электрохимической кинетики, когда общая реакция взаимодействия может быть разде­

* Данный параграф подготовлен с участием инж. А.Ю. Забродина.

vk.520com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

лена на следующие, в значительной степени самостоятельные электрод­ ные процессы:

а) анодный процесс — переход металла в раствор в виде ионов (в вод­ ных растворах, обычно гидратированных) с оставлением эквивалент­ ного количества электронов в металле;

б) катодный процесс — ассимиляция появившихся в металле из­ быточных электронов деполяризаторами.

Соответственно для защиты от электрохимической коррозии при­ меняются активные способы электрохимической защиты.

Активные способы защиты трубопроводов от наружной коррозии предусматривают создание такого электрического тока, в котором весь металл трубопровода, несмотря на неоднородность его включений, ста­ новится катодом, а анодом является дополнительно размещенный в грунте металл. Существуют два вида активной защиты трубопрово­ дов от наружной коррозии — прот ект орная и кат одная. При протек­ торной защите рядом с трубопроводом размещают более активный ме­ талл (протектор), который соединяют с трубопроводом изолированным проводником. Протекторы изготовляют из цинка, алюминия или маг­ ниевых сплавов. При катодной защите с помощью источника постоян­ ного тока (катодной станции) (рис. 17.12.1) создают разность потенциа­ лов между трубопроводом и размещенными рядом с трубопроводом кус­ ками металла (обычно обрезки старых труб, металлолом) так, что на трубопровод подается отрицательный заряд, а на куски металла — по­ ложительный. Таким образом, дополнительно размещаемый в грунте металл как в протекторной, таки в катодной защите, является анодом и подвергается разрушению, а наружная коррозия трубопровода не происходит.

Рис.

17.12.1. П ринципиальная схем а

кат одной защ ит ы

т рубопровода:

1

ист очник пост оянного т ока;

2

— изолированный

элект ропровод;

3

т рубопровод с повреж денной

изоляцией; 4 — анод (заглубленное

ж елезо); 5 — дренаж (соединение

т ела т рубы с элект ропроводом )

vkГлава.com/club15268505017. Технология иорганизациястроительств| vk.com/id446425943амагистральныхтрубопроводов 521

Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе галь­ ванического элемента (рис. 17.12.2.).

Два электрода (трубопровод и протектор, изготовленный из более элек­ троотрицательного металла, чем сталь) опущены в почвенный электролит и соединены проводником. Так как материал протектора является более электроотрицательным, то поддействием разности потенциалов происхо­ дит направленное движение электронов от протектора к трубопроводу по проводнику. Одновременно ион-атомы материала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. Сила тока при этом контроли­ руется с помощью контрольно-измерительной колонки.

Таким образом разрушение металла все равно имеет место, но не трубопровода, а протектора.

Метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими тока­ ми, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооруже­ ния на сооружение — источник блуждающих токов — либо специаль­ ное заземление, называется электродренажной защитой.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи (рис. 17.12.3.).

П рям ой элект р и ч ески й дрен аж — это дренаж ное устройство дву­ сторонней проводимости. Схема прямого электрического дренажа

vk.com/club152685050522 Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

включает в себя: реостат (R), рубильник (К), плавкий предохрани­ тель (Пр) и сигнальное реле (С ). Сила тока в цепи «трубопровод-рельс» регулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении которого срабатывает звуковой или световой сигнал.

-127/220 В

/

К сигнальн.

/

К сигнальн,

устройству

устройству

Сооружение

Рельс

Сооружение

Рельс

Рельс

 

 

 

 

Сооружение

Рис.

17.12.3. П р и н ц и п и а л ь н а я

сх ем а

эл е к т р и ч е с к и х д р е н а ж е й : а

п ря м ой ; б п о л я р и зо ва н н ы й ;

в уси л ен н ы й

 

Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж пре­ вратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.

П оляри зован н ы й эл ект р и ч ески й др ен а ж — это дренажное устрой­ ство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дре­ нажа поляризованный отличается наличием элемента односторон­ ней проводимости (вентильный элемент) ВЭ. При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исклю­ чает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.

Усиленный дренаж применяется в тех случаях, когда ну£но не толь­ ко отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную от­ рицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положитель­ ным — не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицирован­ ного транспорта.

vkГлава.com/club15268505017. Технология иорганизация строительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 523

Следует отметить, что контуры защитных заземлений технологиче­ ского оборудования, расположенного на КС, ГРС, НПС и других анало­ гичных площадках, не должны оказывать экранирующего влияния на систему электрохимической защиты подземных коммуникаций.

Сооружение устройств электрохимической защиты отличается широким фронтом работ, растянутым на многокилометровой трассе магистрального трубопровода, наличием труднопроходимых для ко­ лесного транспорта участков, а также многочисленностью строитель­ но-монтажных операций.

Эффективная работа электрохимической защиты возможна толь­ ко при высоком качестве монтажа всех конструктивных элементов. Для этого требуются научно обоснованная организация работ, мак­ симальная механизация и высокая квалификация строительно-мон­ тажных рабочих. Так как для защиты трубопроводов применяется ограниченное число типов установок, а элементы электрохимической защиты являются в основном типовыми, следует производить пред­ варительную заготовку основных монтажных узлов и блоков в завод­ ских условиях.

Для сооружения электрохимической защиты магистральных тру­ бопроводов от коррозии применяются средства и установки катод­ ной, электродренажной, протекторной защиты, электрические пере­ мычки, контрольно-измерительные пункты и конструктивные узлы типовых проектов.

Работы по сооружению электрохимической защиты необходимо осу­ ществлять в две стадии. На первой стадии необходимо выполнять следующие работы:

разметку трасс участка производства работ, ЛЭП и кабелей, под­ готовку строительной площадки;

выбор и обустройство места для хранения оборудования, мон­ тажных узлов, деталей, метизов, инструментов и материалов;

доставку техники, машин и механизмов;

подготовку участка для производства работ;

доставку оборудования установки катодной защиты, монтажных узлов, деталей, метизов, инструмента, приспособлений и мате­ риалов;

разработку грунта в траншеях и котлованах. Обратную засыпку

страмбовкой после установки оборудования и кабелей до уров­ ня, указанного в рабочей документации;

сооружение анодных и защитных заземлений, монтаж и уклад­ ку протекторов;

прокладку подземных коммуникаций;

vk.524com/club152685050Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

• монтаж катодных и контрольных электрических выводов от тру­ бопроводов, атакже контактных соединений анодных, защитных заземлений и протекторных выводов;

• установку и закладку в сооружаемые фундаменты несущих опор­ ных конструкций для монтажа оборудования.

Работы первой стадии следует вести одновременно с основны­ ми строительными работами по технологической части трубопро­ вода.

Во второй стадии необходимо осуществлять работы по установке оборудования, подключение к нему электрических кабелей, проводов и индивидуальное опробование электрических коммуникаций и установленного оборудования.

Работы второй стадии должны быть выполнены, как правило, по­ сле окончания основных видов строительных работ и одновременно с работами специализированных организаций, осуществляющих пуск, опробование и наладку средств и установок электрохимической защиты по совмещенному графику.

Пуск, опробование и наладку средств и установок электрохимиче­ ской защиты проводят с целью проверки работоспособности как от­ дельных средств и установок ЭХЗ, так и системы электрохимической защиты, ввода ее в действие и установления режима, предусмотрен­ ного проектом для обеспечения электрохимической защиты участка подземного трубопровода от внешней коррозии в соответствии с дей­ ствующей нормативно-технической документацией.

17.13. ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ ТРУБОПРОВОДОВ

Послестроительная дефектоскопия. Комплексная проверка каче­ ства основного комплекса строительных работ на соответствие их проектным требованиям и требованиям нормативных документов на законченных строительством участках трубопровода в последнее вре­ мя производится методами послестроительной дефектоскопии.

При выполнении послестроительной дефектоскопии производит­

ся проверка:

1

внутренней геометрии труб после укладки, балластировки и за­ сыпки трубопровода;

целостности металла труб на переходах через реки и дороги;

сплошности противокоррозионного покрытия трубопровода по­ сле его засыпки;

положения трубопровода на крутоизогнутых участках.

vk.Главаcom/club15268505017. Технология иорганизация|строительствамагистральныхтрубопроводовvk.com/id446425943 525

В нут ренняя геом ет ри я т р у б проверяется пропуском внутритрубного калибровочного устройства. Пропуск внутритрубного калибровоч­ ного устройства в потоке воды или воздуха, закачиваемых в испыты­ ваемые участки наполнительными агрегатами (для выявления вмятин, изгибов, овальностей и других недопустимых отклонений от стандарт­ ной геометрии поперечного сечения трубы), осуществляется по технологии пропуска очистного или разделительного устройства как при выполнении операции промывки или продувки.

П р о ве р к а ц елост ност и м ет алл а т р уб производится акустикоэмиссионным способом. Акустико-эмиссионная диагностика в про­ цессе испытания переходов трубопровода через дороги и водные пре­ грады проводится с применением многоканальной акустико-эмисси­ онной системы.

П р о в е р к а сплош ност и изоляционного п окры т ия проводится мето­ дом катодной поляризации.

При проверке полож ения т р уб о п р о во да на крутоизогнутых участ­ ках (овраги, ручьи, балки) измеряются глубина заложения трубопро­ вода, высота засыпки и обвалования.

Внутритрубная дефектоскопия проводится с целью обнаружения нарушения формы и механических повреждений стенок труб (оваль­ ность, вмятины и др.), дефектов коррозионного происхождения, тре­ щин в сварных соединениях и стенках труб, а также фиксирование фактического пространственного положения трубопровода и его от­ клонения от проектного. По результатам расшифровки данных само­ писцев внутритрубной дефектоскопии дается общая оценка исход­ ного (базового) технического состояния трубопровода перед вводом в эксплуатацию.

Конструкция линейной части трубопровода должна обеспечивать возможность проведения внутритрубной дефектоскопии (что закла­ дывается в проект), в том числе иметь:

камеры запуска и приема внутритрубных устройств;

постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную

арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов и дета­ лей, а также сварочного грата, подкладных колец;

минимальный радиус изгиба трубопровода не менее пяти его диа­ метров;

решетки на тройниках-врезках отводов, перемычек трубопро­ вода, исключающие попадание внутритрубных устройств в от­ ветвления;

самостоятельные узлы пуска и приема внутритрубных устройств на участках переходов трубопровода через естественные и ис­

vk526.com/club152685050Часть TV\ Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

кусственные препятствия, диаметр которых отличается от диа­ метра основного трубопровода;

♦ сигнальные приборы, маркерные устройства, регистрирующие прохождение внутритрубных устройств, установленные в узлах пуска, приема и промежуточных пунктах на трубопроводе.

Внутритрубная дефектоскопия трубопровода проводится в пото­ ке воздуха, природного газа или воды. Режим работы компрессорной (подача газа, воздуха) или насосной (подача воды) станции должен быть согласован со скоростью перемещения дефектоскопа. При уве­ личении скорости дефектоскопа он дает искаженные данные.

По результатам послестроительной дефектоскопии оформляется акт за подписью генподрядчика, субподрядчиков, технадзора заказчика.

Приемка в эксплуатацию. Приемка в эксплуатацию трубопрово­ дов производится после окончания строительства в соответствии с проектом, устранения недоделок, выполнения пусконаладочных ра­ бот и начала перекачки продукта по трубопроводу. В акте приемки трубопровода в эксплуатацию определяются сроки доведения произ­ водительности трубопровода до уровня, установленного для началь­ ного периода.

Если после окончания строительства в течение длительного време­ ни не начинается эксплуатация трубопровода, то производится его консервация. Консервация осуществляется по участкам между закры­ тыми линейными кранами (задвижками). Консервация заключается в заполнении полости трубопровода сухим газом или другой нейтраль­ ной средой, поднятии давления до уровня не ниже 1,2 МПа и выдерж­ ки под этим давлением до момента начала эксплуатации объекта. В те­ чение консервационного периода контролируют давление газа в тру­ бопроводе с целью определения его герметичности. В течение консервационного периода непрерывно должна работать система электрохимзащиты.

17.14. РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ*

Существующая система газо- и нефтепродуктопров^цов России была построена в основном в 70-е — 80-е годы XX в. и в настоящее время характеризуется высокой степенью износа, поскольку за по­ следние десять лет очень слабо подвергалась ремонту. Во второй по­ ловине 1990-х гг. по несколько раз в году происходили аварии нефте­ проводов, характеризующиеся экологическими катастрофами мест­ ного масштаба. Основная масса газовых магистралей — около

Данный параграф подготовлен с участием инж. А.Ю. Забродина

vk.Главаcom/club15268505017. Технология иорганизация |строительствамагистральныхтрубопроводовvk.com/id446425943 527

150 тыс. км — построена в 1970—1990 гг. 30% газопроводов эксплуати­ руются более 20 лет, около 15% из них имеют возраст около 30 лет. 40 тыс. км выработали свой расчетный ресурс (33 года). Большая часть нефтепроводов также построена в 1960—1970 гг., и доля нефтепрово­ дов с возрастом свыше 20 лет составила 73%, а свыше 30 лет — 41%.

Основными организациями, эксплуатирующими трубопроводные системы, являются:

ОАО «Газпром» — магистральные газопроводы, принадлежащие ОАО «Газпром» объединены в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. ЕСГявляется крупнейшей в мире системой транс­ портировки газа. Ее протяженность составляет более 150 тыс. км.

В нее входят 264 компрессорные станции, а общая мощность га­ зоперекачивающих агрегатов — 43,8 млн КВт. Кроме того, сего­ дня в группу Газпром входит 161 газораспределительная органи­ зация. Они обслуживают 403 тыс. км (75%) распределительных газопроводов страны и обеспечивают поставку 58% потребляе­ мого газа (около 160 млрд куб. м) в 70% населенных пунктов Рос­ сии. Пропускная способность ЕСГ в настоящее время составля­ ет около 600 млрд куб. м;

• ОАО «АК «Транснефть» — магистральные нефтепроводы. Д ея­ тельность компании характеризуется следующими показателя­ ми: 48,708 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 420 до 1220 мм; 339 нефтеперекачивающих станции; 856 резер­ вуаров емкостью 13,439 млн куб. м; транспорт 93% добываемой в России нефти; грузооборот 853 млрдт • км;

• ОАО «АК «Транснефтепродукт» — магистральные нефтепродуктопроводы общей протяженностью 18 923 км; перекачивающих насосных стан ц и й — 95 шт.; пунктов налива— 65 шт., из них 10 шт. — на железнодорожный транспорт, 55 шт. — на автомо­ бильный транспорт. Объем транспорта нефтепродуктов поряд­ ка 30 млн т.

Особую важность представляют надежность и безопасность функ­ ционирования трубопроводных систем, что должно обеспечиваться постоянной их диагностикой и своевременным ремонтом.

В ОАО «Газпром» принята Программа ремонта и реконструкции газотранспортной системы, которая по масштабам сложности и от­ ветственности сравнима с программами создания самой системы ма­ гистральных газопроводов. Так, на магистральных газопроводах на первый план вышла необходимость переизоляции участков газопро­ водов с освидетельствованием и ремонтом самих труб и сварных со­ единений. В соответствии с программой планируется выполнить пе-

vk528.com/club152685050Часть ГУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

реизоляцию 23 720 км газопроводов, причем в 2004 г. предусматрива­ ется ремонт 1800 км, а в дальнейшем постепенное наращивание объе­ мов замены изоляции до 4000 км в год.

Компания «Транснефть» добилась значительного повышения на­ дежности работы нефтепроводов за счет ремонта на основе внутритрубной диагностики, которой охвачено 43 тыс. км нефтепроводов, причем 23 тыс. км повторно, дефектоскопией магнитными снаряда­ ми для определения дефектов в кольцевых сварных швах охвачено 32 тыс. км, 6 тыс. км повторно. В рамках принятой программы плани­ руется провести капитальный ремонт и реконструкцию на 4 тыс. объ­ ектах, диагностическое обследование 27,7 тыс. км нефтепроводов (на 3 тыс. км больше, чем в 2003 г.) и 239 резервуаров, привести в полное соответствие нормам 204 нитки подводных переходов.

По магистральным нефтепродуктопроводам в 2003 г. проведено ди­ агностическое обследование 4131 км линейной части и 1 млн 69 тыс. куб. м резервуарных емкостей (178 резервуаров). Для сравне­ ния: в 2002 г. — 3441 км линейной части и 815,0 тыс. куб. м резерву­ арных емкостей (169 резервуаров).

Как уже было сказано выше, анализ современного технического состояния магистральных трубопроводов показывает изношенность основных фондов линейной части, резервуарных парков, оборудова­ ния насосных и компрессорных станций. В этих условиях поддержа­ ние и восстановление их работоспособности стало самой важной зада­ чей трубопроводного транспорта. Надежность и безопасность эксплуа­ тации трубопроводов находится в прямой зависимости от организации диагностики и эффективного ремонта трубопроводов.

П од эффективным ремонтом трубопроводных систем следует понимать своевременность выполнения выборочного и капитально­ го ремонта по результатам оценки технического состояния средства­ ми диагностики с использованием современных интеллектуальных технологий и средств механизации с полным восстановлением про­ ектных показателей прочности, работоспособности, способности вы­ полнения технологических функций.

Следует отметить, что большое количество магистральных трубо­ проводов и их участков нуждается в капитальном ремонт^ для повы­ шения их надежности и безопасности. К ним относятся переходы че­ рез автомобильные и железные дороги, пересечения трубопроводов с другими коммуникациями, участки, потерявшие продольную устой­ чивость (всплывшие, оголенные и пр.), трубопроводы с нарушения­ ми охранных зон, с негерметичной запорной арматурой, подводные переходы с неудовлетворительным техническим состоянием, склоно­

vk.Главаcom/club15268505017, Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 529

вые, карстовые, оползневые участки. Большое значение для безопасно­ сти трубопроводов и окружающей среды имеет их вынос из зон разви­ вающихся жилых застроек.

Многочисленными обследованиями технического состояния тру­ бопроводов, проводившимися в разные периоды времени с исполь­ зованием различных технических средств, установлено, что старение изоляционного покрытия, возникновение и накопление дефектов в стенках труб зависит от почвенно-климатических условий проклад­ ки трубопроводов, качества выполнения строительно-монтажных работ и исходных материалов, условий эксплуатационной загружен­ ности участка трубопроводов и других факторов.

До появления внутритрубной диагностики применявшиеся традици­ онные методы обследования и оценки состояния трубопроводов (кон­ трольные шурфовки, измерение потенциалов электрохимзащиты, учет аварий и их последствий) позволяли получить лишь ориентировочную оценку их технического состояния, в связи с чем принятие решений по выбору участков для капитального ремонта было затруднительно.

Статистическая обработка результатов диагностических обследо­ ваний магистральных трубопроводов показала, что количество труб с дефектами не превышает 40% от общего количества труб; из них ко­ личество труб с опасными дефектами не превышает 0,7% от общего количества труб. Поэтому до внедрения внутритрубной диагностики, в условиях недостаточности информации в процессе капитального ремонта по технологии сплошной замены участков трубопровода осу­ ществлялась замена как дефектосодержащих труб, так и труб, впол­ не пригодных к дальнейшей эксплуатации. Это вызвало неоправдан­ ные перерасходы средств на ремонт.

Использование диагностической информации обеспечивает воз­ можность дифференцированного подхода к проведению ремонта, заключающегося в рациональном сочетании капитального (со сплош­ ной заменой труб и изоляции) и выборочного ремонтов. Получение в результате диагностики достоверной информации по дефектным участкам позволяет при тех же затратах на капитальный ремонт уве­ личить протяженность отремонтированных трубопроводов.

Рассмотрим основные виды дефектов, являющихся причинами не­ обходимости в ремонте трубопроводов. Общее распределение дефек­ тов по типам приведено на рис. 17.14.1. Наибольшее количество де­ фектов связано с механическими повреждениями труб, в том числе образование трещин на поверхности, в теле труб, в сварных соеди­ нениях, а также коррозионными процессами, включая коррозию под напряжением.

vk530.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

16%—брак

строительно­ монтажных работ

70-90% - коррозия

Рис. 17.14.1. Классификация дефектов трубопроводов

Классификация дефектов по происхождению приведена в табл. 17.14.1.

Из рис. 17.14.1 видно, что подавляющее большинство дефектов имеет причиной коррозионные нарушения.

Это связано, прежде всего, с недостаточно надежной защитой трубо­ проводов от коррозии при широком применении в 1970—1980 гг. полимерной ленточной изоляции, выполняемой в трассовых условиях. Техническое решение об использовании такой изоляции было вынуж­ денным, так как отечественные трубопрокатные предприятия, несмот­ ря на многочисленные постановления ЦК КПСС и Правительства, не выпускали трубы с заводской изоляцией, а по импорту изолированные на заводах трубы закупались в небольших объемах. Полимерная лен­ точная изоляция, выполняемая в полевых условиях, имела конструк­ тивные и другие недостатки (нахлест, сползание при засыпке грунтом, образование «крыши» на сварном продольном шве), cpoi£ службы ее составляет 12—15 лет, при нанесении допускались ошибки. При этом не всегда жестко контролировались параметры электрохимзащиты. При 2 - 3 - годичной окупаемости газопроводов на определенном этапе эксплуатации предполагалось их переизоляция. Применение современ­ ных методов диагностики, в первую очередь внутритрубной с исполь­ зованием магнитных снарядов, позволяет выявлять дефекты, которые

vk.com/club152685050Глава /7Технология иорганизация|сптрглштлъсттvk.com/id446425943магистральныхтрубопроводов 531

Таблица 17,14.1

Классификация дефектов трубопроводов

Классиф ика­ ционный Виды деф ектоа

признак

технологиче­

ское

происхож­

дение

(прокат)

происхожде­

ние

коррозионное щюисхождеиие

Вмятина (не смешивать с вмятиной механического происхождения), отдельное местное углубление различной величины и формы, образовавшееся от вдавливания валками неудаленной окалины, металлической крошки или

случайных ударов.

Включение — загрязнение, металлическое или неметаллическое, различной величины и формы, отличающееся от основного металла микроструктурой, химическим составом и механическими свойствами и вызывающее нарушение

сплошности поверхности.

Окалина — окислы металла, расположенные по всей поверхности или на

отдельных ее участках, образовавшиеся в процессе охлаждения нагретого металла.

Трещина — узкий разрыв металла, проникающий вглубь, имеющий любое направление на поверхности изделия. Причинами появления трещин могут быть

• различные факторы (дефекты слитков или литых слябов, напряжения при

охлаждении, термические напряжения и др.).

Пузырь — вздутие различной формы на поверхности изделий.

Раскатанный пузырь — тонкое прямолинейное нарушение сплошности поверхности, образовавшееся из наружного или подкоркового пузыря. Плена — отслаивание металла различной толщины и размера, чаще всего языкообразной формы, вытянутое в направлении прокатки и соединенное с

основным металлом одной стороной. Нижняя поверхность плены и образованное углубление окислены.

• Расслоение несплошности в слоях внутри проката. Поверхность металла в

расслоении окислена.

Закат — расслоение, выходящее на поверхность листа.

Вкат единичное включение в металл трубы. Размер включения соизмерим с наименьшим размером проката.

Сегрегация — скопление неметаллических включений в определенных слоях проката.

Царапины — механическое повреждение поверхности произвольно направленное, образовавшееся при складировании и транспортировании труб.

Риска — предельная канавка, образовавшаяся от царапанья поверхности металла наварами и другими выступами на прокатном инструменте. Подрез — продольный порез металла буртами валков при одностороннем

перекрытии калибра, располагающийся по всей длине на отдельных участках поверхности

Царапины на внешней поверхности трубы без зазубрин.

Задиры — то же, но с зазубринами,

Забоины — повреждения с острыми краями от удара,

Вмятины -—то же, что и забоины, но без острых краев.

Эрозионные повреждения внутренней поверхности трубопровода.

Лыска на внешней поверхности трубы — равномерное на большой площади

 

утонение стенки трубы

Сплошная коррозия — коррозия, охватывающая обширную по площади

 

поверхность металла трубы. Равномерная сплошная коррозия протекает с

 

одинаковой скоростью по поверхности подвергнутой коррозии, а неравномерная

*

— с неодинаковой скоростью на различных участках коррелирующего металла.

Местная коррозия — коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности

 

металла. Местная коррозия в виде отдельных точечных поражений — точечная

 

коррозия. Местная коррозия в виде отдельных пятен — коррозия пятнами.

Местное коррозионное повреждение, имеющее вид отдельной раковины.

Линейная коррозия — коррозионные язвы, расположенные по одной линии на

 

малом расстоянии (порядка нескольких диаметров раковины) друг от друга.

Межкристаллическая коррозия — коррозия, распространяющаяся по границам кристаллов (зерен) металла

vk.com/club152685050532 Часть IV Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

ранее могли быть не обнаружены. Подавляющее число дефектов связа­ но с коррозионными процессами на трубопроводах, имеющих ленточ­ ную полимерную изоляцию. Все это на фоне долговременной эксплуа­ тации трубопроводов, их износа определяет необходимость выполнения больших объемов ремонта линейной части трубопроводов.

В настоящее время имеется большое количество технологий ремон­ та, которые условно могут быть сведены к 5 основным методам (рис. 17.14.2):

вырезка дефектных участков труб и врезка «катушек»;

ремонт в местах аварий и утечек с помощью наложения заплат, хомутов, прижимных устройств;

ремонт при помощи полноохватывающих стальных муфт, уста­ навливаемых на дефектные участки трубопровода;

намоточные ремонтные конструкции (бандажирование) из ком­ позиционных материалов или стальной проволоки, ленты;

ремонт мелких дефектов на наружной поверхности трубы — шлифовка, заварка (наплавка).

Поясним суть некоторых указанных методов.

Методы аварийного ремонта. Методы аварийного ремонта н еф ­ тепроводов (наложение заплат, хомутов, прижимных устройств, за­ бивка чопиков) могут рассматриваться только как экстренные, времен­ ные методы для ликвидации аварийных ситуаций. В течение одного года участки с дефектами, отремонтированные с помощью аварийной ремонтной конструкции, должны быть вырезаны или отремонтирова­ ны другими методами постоянного ремонта.

Бандажирование с помощью намоточных конструкций. Сущ ест­ вует несколько способов ремонта труб намоткой с предварительным натягом: намотка стальной проволоки или ленты; намотка стеклово­ локнистых материалов с пропиткой их связующей композицией; на­ мотка лент из композиционных материалов.

Полноохватные стальные муфты. М уфты состоят из 2-х цилинд­ рических полумуфт, которые устанавливаются на ремонтируемую трубу, полностью охватывая ее. Затем обе полумуфты свариваются встык продольными швами с предварительной разделкой кромок или же соединяются накладкой, которая приваривается к полумуфтам угловыми швами внахлест. В зависимости от типа дефекта, его опас­ ности, геометрических параметров (длина, глубина) могут применять­ ся различные по конструкции и назначению муфты:

без герметизации (короткие и длинные);

герметизирующие (приварные): герметичные (короткие и длинные,

сзаполнением и без заполнения), галтельные, усиленные, бутылоч-

Глава 17. Технология иорганизациястроительствамагиапраиныхтрубопроводов 533

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ремонта дефектов трубопроводов

о д о в рем он т а

Методы

х м ет

 

о сн о вн ы

 

:♦ 17Л 4.2, Классификация

£

vk.534com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

ные. Каждая из этих муфт предназначена для ремонта дефектов определенного типа и определеннойдлины. С помощью наборатаких муфт могут быть отремонтированы такие дефекты, как коррозия, царапины, расслоения, дефекты сварных швов, вмятины.

По способу установки на трубу конструкции муфт можно разде­ лить на 2 основных типа — приварны е и неприварны е. В свою очередь ите и другие муфты подразделяются на обж им ны е и н ео б ж и м н ы е . Не­ приварная обжимная муфта усиливает дефектный участок, но не гер­ метизирует его. Приварные муфты привариваются к трубе гермети­ зирующими кольцевыми швами.

Рассмотренные методы ремонта с установкой стальных муфт име­ ют серьезные недостатки:

необходимость применения сварки нателе трубопровода, запол­ ненного продуктом (для приварных муфт);

отсутствие универсальности конструкции для дефектов любых типов;

невозможность ремонта трещин в основном металле и сварных швах;

проблема ремонта труб с овальностью (даже величиной до 1% от диаметра трубы);

возможность возникновения коррозионных процессов в простран­ стве между трубой и муфтой (для приварных муфт), что вызывает необходимость заполнения этого пространства антикоррозион­ ными жидкости ми.

Особой разновидностью ремонта с помощью полноохватывающих муфт является ком позит но-м уф т овая т ехнология (КМТ), которая с се­ редины 80-х годов успешно применяется по всему миру при ремонте трубопроводов различного назначения: для перекачки газа, нефти, нефтепродуктов, химических продуктов.

Композитно-муфтовая технология относится к постоянным мето­ дам ремонта. КМТ является наиболее универсальным методом ремон­ та и позволяет ремонтировать практически все типы дефектов в ши­ роком диапазоне изменения их геометрических параметров для ма­ гистральных трубопроводов диаметром до 1420 мм: %

• трещины в основном материале и сварных швах — длиной до ра­ диуса трубы и глубиной до 70% от толщины стенки трубы;

дефекты в продольных, спиральных и кольцевых сварных швах;

потери металла коррозионного и механического происхождения

любой протяженности и глубиной до 90% от толщины стенки;

• расслоения (в том числе с выходом на поверхность и расслоения, примыкающие к сварным швам);

vk.Главаcom/club15268505017. Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943

вмятины и гофры;

комбинации из вышеперечисленныхдефектов (например вмяти­

ны с риской, с трещиной, коррозия на сварном шве и т. д.);

• сквозные дефекты потери металла в виде течи (в аварийных слу­ чаях).

Технология ремонта позволяет проводить ремонт трубопроводов без выводов их из эксплуатации. Она основана на использовании стальных муфт, в которых кольцевой зазор между муфтой и трубой заполняется композитным составом. Достоинства технологии:

полное восстановление прочности идолговечности до уровня без­ дефектной трубы;

методология оценки опасности дефекта с целью расчета ремонт­ ной конструкции доведена до инженерных стандартов;

• срок службы отремонтированного участка трубы не менее 30 лет;

ремонт дефектов широкого диапазона;

не требует остановки перекачки продукта;

экологически безопасный метод ремонта.

При наличии большого количества дефектов на трубах произво­ дят их сплошную замену полномерными трубами. При этом ремонти­ руемый участок трубопровода прокладывается параллельно действую­ щему либо по старой оси (после ремонта дефектного участка).

Основные технологические схемы ремонта трубопроводов с заме­ ной изоляции включают в себя следующие:

в траншее без подъема трубопровода с подкопом и поддержкой ремонтируемого участка;

в траншее с подъемом ремонтируемого участка трубопровода трубоукладчиками на высоту, позволяющую пропустить по под­ нятому участку очистные и изоляционные машины без подкопа под трубопроводом;

на бровке (берме) траншеи с подъемом его на высоту, необходи­ мую для пропуска очистной машины, машины подготовки изо­ лируемой поверхности и изоляционной машины с раздельным или совмещенным способом укладки переизолированного тру­ бопровода в траншею.

Проблема ремонта трубопроводов возникла вскоре после ввода в эксплуатацию первого трубопровода. С тех пор изменяется только объем ремонтных работ.

У истоков разработки техники и технологии капитального ремонта стоял Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР). Про­ блемными вопросами при капитальном ремонте являются вскрытие трубопровода, удаление старой изоляции и нанесение новой. Вскры­

vk.com/club152685050536 Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

тие трубопровода с применением обычного ковшового экскаватора и засыпка с помощью бульдозера надолго выводили зону проведения капитального ремонта из сельскохозяйственного оборота. Кроме того, использование этой техники сопровождалось опасностью нанесения механических повреждений трубопроводу.

Получила развитие технология выборочного капитального ремон­ та методом вырезки: разработана и с успехом применяется уникаль­ ная отечественная технология вырезки дефектных участков труб с по­ мощью кумулятивных зарядов, использующих энергию взрывов; для нефтепроводов разработана новая передвижная насосная установка для откачки нефти в больших объемах; освоена эффективная техно­ логия освобождения трубопровода от нефти и очистки отложений

сприменением гелевой пробки.

Вкомпании «Транснефть» успешно применяется единственная в мире отечественная технология капитального ремонта действующих магистральных нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия без остановки перекачки, что позволяет не снижать их производитель­ ности. Ремонт выполняется с подъемом трубопроводов диаметром до 700 мм в траншее, а также без подъема в траншее (методом подкопа) нефтепроводов диаметром 800—1220 мм. ОАО «Газпром» принял ре­ шение заимствовать технологии «Транснефти» по переизоляции тру­ бопроводов специальными комплексами.

Впоследнее десятилетие при ремонте успешно применяется вы­ соконадежное покрытие «Пластобит», обеспечивающее защиту тру­ бопроводов более 35 лет. Однако ограничением применимости дан­ ного покрытия является его использование для труб диаметром не более 820 мм в силу относительно высокой текучести и малой удар­ ной прочности этого материала.

Для изоляции труб любого диаметра (в том числе 1020,1220 мм) раз­ работаны мастичные покрытия типа «Асмол», свойства которых по­ зволяют наносить их на трубы методом экструдирования.

Разработана новая изоляционная лента типа ЛИАМ (лента изоля­ ционная асмольная модифицированная) с увеличенной (цо 1,5 мм) толщиной подклеивающего слоя, что обеспечивает надежную изоля­ цию труб при выборочном ремонте нефтепроводов.

Разработаны и освоены современные унифицированные изоляци­ онные машины по нанесению покрытий этого типа для всех типораз­ меров магистральных нефтепроводов.

Приведем примеры технологических комплексов.

1.По мнению специалистов, передовой технологией является: тех­ нологическая схема ремонтов с сохранением пространственного по­

vkГлава.com/club15268505017. Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 537

ложения трубопровода. В этом случае трубопровод будет находиться и ремонтироваться в том положении, в котором находился после соору­ жения.

Технология предусматривает вскрытие нижней образующей с по­ мощью одноковшового или вскрышных экскаваторов на 65 см ниже трубопровода, затем подкопочной машиной убирается грунт под тру­ бой и насаживается очистная машина для предварительной очистки от старой изоляции. При этом необязательно применять трубоуклад­ чики и самоходные опоры, которые выпускают в настоящее время специализированные предприятия. Особенности очистной машины: принудительное прижатие резцов к поверхности трубы, которая по­ зволяет очищать изоляцию за один проход, что минимизирует меха­ нические повреждения. Следующий этап: окончательная очистка по­ верхности трубы и нанесения новой изоляции. Изоляционная маши­ на позволяет наносить методом экструзии полимерные и битумные материалы, различные мастики любой толщины. После нанесения изоляции работают грунтоподбивочные машины. Весь этот комплекс позволяет достичь производительности до 1 км в смену.

2. Ремонт нефтепроводов без подъема трубопровода и остановки пе­ рекачки нефти обеспечивает огромный экономический выигрыш. При подъеме трубопровода не гарантируется сохранение целостности труб и сварных стыков, что не позволяет говорить о последующей безопасности эксплуатации трубопровода.

Предприятие «Приднестровские магистральные нефтепроводы» совместно с АК «Транснефть» реализовали идею создания новой тех­ нологии в серии специальных машин безопасного ремонта магист­ ральных трубопроводов. При этом ставилась задача снизить себестои­ мость и увеличить производительность ремонта трубопроводов без подъема и поддержки.

На машиностроительных заводах ВПК Украины был изготовлен комплекс землеройной техники для капитального ремонта магистраль­ ных трубопроводов (рис. 17.14.3).

Новая технология концептуально отличается от известных, гаран­ тируя сохранность трубопровода при ремонте. Темп выполнения ра­ бот возрастает в 5—7 раз, объем земляных работ уменьшается на 35—45%. Гарантию сохранности трубопровода обеспечивает применение на землеройных машинах систем автоматического контроля и управле­ ния рабочим процессом непрерывного действия.

Новая технология позволяет производить ремонт без трубоукладчи­ ков при длине вскрытого участка в пределах 20—24 м в зависимости от диаметра трубопровода. При этом напряжения в стенках участков

vk.538com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

трубопровода с размещенными на ней очистной и изоляционной машинами не превосходили допустимых.

МПРГ1

МВТ

МПРГ 1

МВТ

MPRG1

MVT

МПР

130ЛЯШЙНА

ИЗОЛЯЦИОННАЯ

МПР

ОЧИСНА COATING MACHINE

мрр

ОЧИСТНАЯ

 

CLEANING MACHINE

fw * w *r

щ и to щ m m w )§ yf

m w ш w я* m m м

m

- P ' У* Г4/ V / ~>/7 '/ / ///

ГШ тг / у *7*

Щ f У

f Д> У 'W ' > } Jf> W )W Щ Щ

f t

Рис. 17.14.3. К о м п л е к с зе м л ер о й н ы х м а ш и н дл я к а п и т а л ь н о го р е м о н ­ т а м а ги с т р а л ь н ы х т р уб о п р о в о д о в

Землеройный комплекс включает в себя 4 землеройные машины для послойной разработки грунта (МПРГ-1), для вскрытия трубопроводов (МВТ), подкапывающая машина (МПР) и машина для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод (МП).

Комплекс предназначен для ремонта газо- и нефтепроводов диамет­ ром 530—1220 мм. Эксплуатационная производительность колонны, оснащенной такой техникой, в несколько раз превышает производи­ тельность работ традиционным способом. Например, при ремонте тру­ бопровода диаметром 720 мм значение показателя производительно­

vk.Главаcom/club15268505017. Технология иортнизациястроительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 539

сти составляет 80— 100 пог. м в час, в зависимости от категории разраба­ тываемого грунта.

Первой движется машина для послойной разработки грунта МПРГ-1. Автоматика обеспечивает следование машины по оси трубопровода, а также контролирует величину заглубления рабочего органа и расстоя­ ние его до трубопровода, полностью исключая возможность поврежде­ ния.

Двигаясь вдоль оси трубопровода, машина снимает верхний пло­ дородный слой грунта и складирует его в отдельный бруствер в сто­ роне от отработанной выемки; при этом ширина полосы отвода суще­ ственно уменьшается.

Производительность машины в несколько раз превышает произ­ водительность бульдозера, который тоже можно использовать для выполнения работ по снятию верхнего слоя грунта. Однако здесь есть существенное различие: при копании грунта машина МПРГ-1 движет­ ся, не пересекая нитку трубопровода, а бульдозер работает челноч­ ным методом поперек трубопровода.

За машиной МПРГ-1 следует машина МВТ для вскрытия трубопро­ вода сверху и по бокам. При работе МВТ с трубопроводами большого диаметра объем вынимаемого грунта уменьшается в 2 раза по срав­ нению с традиционными методами вскрытия трубопроводов одноков­ шовыми экскаваторами.

Вслед за машиной для вскрытия трубопроводов с помощью специ­ ального ходового механизма по трубе перемещается самоходная ро­ торная подкапывающая машина МПР. Грунт под трубой разрабаты­ вается приводными полуфрезами и перемещается в предварительно подготовленные углубления. Конструкция машины исключает заде­ вание тела трубы зубьями вращающихся фрез. Машина МПР исклю­ чительно проста и надежна в работе, способна функционировать в переувлаженных грунтах.

После окончательного вскрытия трубопровода машиной МПР за ней следуют очистная и изоляционная машины, которые обеспечива­ ют снятие старой изоляции с трубы и последующее нанесение на нее нового изоляционного покрытия. Следует отметить, что параметры выемки, разработанной вокруг трубы, позволяют использовать оте­ чественные и зарубежные машины для очистки и изоляции трубопро­ вода. Период очистки и нанесения нового изоляционного покрытия должен соответствовать темпу подсыпки и подбивки трубопровода.

Специальная подбивочная машина МП производит засыпку грунта подтело трубы и его необходимое уплотнение, исключающее наличие пустот и осадку трубопровода в процессе эксплуатации. Автоматика

vk.540com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

данной машины обеспечивает точное позиционирование механизма уплотнения грунта относительно оси трубопровода. В процессе работы также автоматически задается шаг и усилие уплотнения грунта под трубой.

На основе трехлетнего опыта эксплуатации машин была выполне­ на их модернизация. Новые машины обеспечивают требуемую надеж­ ность, увеличен срок их эксплуатации, расширены технологические возможности, улучшены эксплуатационные и эргономические каче­ ства комплекса.

17.15. ТЕХНОЛОГИИ И ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ЗА РУБЕЖОМ

Организационно-технологические схемы строительства. М етоды организации строительства во всех зарубежных странах примерно одинаковы. Строительство ведется по хорошо отработанной типовой схеме, рекомендованной Международной ассоциацией трубопрово­ достроительных фирм. Сооружение магистрального трубопровода ведется поточным методом крупными комплексными подразделения­ ми, каждое из которых имеет единое оперативное подчинение, не­ смотря на то, что в подразделении могут быть бригады из субподряд­ ных фирм.

При осуществлении строительства магистрального трубопровода за рубежом большое значение придается правильной и четкой орга­ низации управления проектно-строительными работами на основе методологии управления проектами (см. часть V).

В зарубежной практике подготовительные работы, как правило, вы­ полняются на 1—1,5 года раньше основных, что создает условия для беспрерывного производства основных работ. В каждом строительном потоке постоянно имеется 20—25-процентный запас основных машин. Гнутье труб выполняется на трассе с помощью передвижных трубоги­ бочных машин, после рытья траншеи, что обеспечивает полную вписываемость в нее трубопровода, позволяет уменьшить уровень напря­ женного состояния трубопровода в период его эксплуатации.

Технические средства и способы прокладки трубопроводов в раз­ личных странах примерно одинаковы. Некоторая разница в приме­ няемой технике и методах строительства объясняется характерным для каждой страны климатом, геологической структурой и действую­ щими техническими нормами.

Как правило, общий технологический процесс сооружения линей­ ной части магистрального трубопровода, как и в России, делится на

vkГлава.com/club15268505017. Технологияиорганизсщиястроительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 541

технологические операции, выполняемые в определенной последова­ тельности:

разбивка трассы, установка вех, пикетов, в случае необходимости ограждение строительной полосы;

расчистка строительной полосы от леса и кустарника, обработ­ ка вырубленной растительности;

планировка строительной полосы и строительство вдольтрассового проезда, снятие плодородного слоя земли;

осушение монтажной полосы и полосы рытья траншеи (при не­ обходимости);

развозка труб или трубных секций и раскладка их по трассе;

рытье траншеи заданной глубины, при необходимости, подсып­ ка мягкого грунта на дно;

измерение профиля траншеи и гнутье труб «по месту»;

монтаж трубопровода — центровка труб или трубных секций и сварка кольцевого стыка;

контроль качества сварных соединений;

изоляция трубопровода или мест стыковых соединений (при при­ менении изолированных на заводе труб), контроль качества изо­

ляционного покрытия;

укладка трубопровода в траншею, при необходимости, совме­ щенная с ремонтом поврежденных мест в изоляционном покры­ тии;

засыпка трубопровода, при необходимости, присыпка мягким грунтом, уплотнение грунта;

соединение в траншее длинных плетей трубопровода (ликвида­ ция захлестав) и врезка запорной арматуры;

очистка полости и испытание трубопровода;

возвращение на место плодородного слоя почв (рекультивация), окончательная зачистка трассы.

Параллельно с выполнением этих основных работ выполняют ра­ боты по сварке труб в секции в базовых условиях; нанесению изоля­ ционного покрытия на базе, сооружению переходов дорог, перехо­ дов рек, строительству систем катодной защиты, связи и т. д.

Прокладка надземного трубопровода включает в себя следующие технологические операции:

бурение скважин под вертикальные свайные опоры;

установка свай;

раскладка труб по трассе;

монтаж и сварка труб в нитку;

установка ригелей опор;

vk.com/club152685050542 Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

установка и регулировка опорных конструкций;

подъем трубопровода и укладка на опорах;

монтаж теплоизоляции трубопровода;

очистка полости и испытание трубопровода;

соединение плетей (замыкание).

По прогнозам специалистов, такая последовательность операций

восновном сохранится и в ближайшем будущем. При этом можно применять обычное оборудование (например, трубоукладчики), но

вбольшем количестве.

Исключением являются землеройные машины: понадобятся более мощные и производительные роторные и одноковшовые экскаваторы.

Предполагают, что сварка труб в секции на базах будет нецелесо­ образна при применении длинных труб (18—24 м) из-за усложнения транспортных работ при перевозке, погрузке и разгрузке тяжелых секций. При применении труб большого диаметра повышаются эко­ номичность и техническая целесообразность использования автома­ тической сварки.

При использовании труб диаметром 1020 мм и более нанесение изо­ ляционного покрытия на заводах или базах становится обязательным, так как возрастают трудности трассового нанесения высококачест­ венного изоляционного покрытия.

При увеличении диаметра труб возможно придется усложнить их засыпку в траншее: сначала засыпать только нижнюю половину тру­ бы, утрамбовать засыпку и потом досыпать верхнюю часть. Это необ­ ходимо, чтобы не изменилось сечение трубы под давлением насыпан­ ного грунта.

Увеличение длины труб (18—24 м) позволяет отказаться от тради­ ционных трубосварочных баз и сократить число сварных швов в трас­ совых условиях.

Для антикоррозионной защиты стыков широко применяются термоусаживающиеся манжеты, изготовленные из полимерных материалов.

В странах ЕС практически все трубы поставляются с заводской изоляцией.

Все большее распространение за рубежом (Швейцария, Италия, Финляндия) получает прокладка трубопроводов (особенно газопро­ водов) в тоннелях при пересечении горных хребтов и других естест­ венных препятствий (особенно в скальных грунтах).

Земляные работы. Параметры земляных сооружений, применяе­ мых при строительстве магистральных трубопроводов (ширина, глу­ бина и откосы траншеи, сечение насыпи и крутизна ее откосов и др.), устанавливают в зависимости от диаметра прокладываемого трубо­

vkГлава.com/club15268505017. Технология иорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 543

провода, способа его закрепления, рельефа местности, грунтовых условий и определяют проектом. Размеры траншеи (глубина, ширина по дну, откосы) устанавливают в зависимости от назначения и диамет­ ра трубопровода, характеристики грунтов, гидрогеологических и других условий.

ВСША нефтепроводы полагается прокладывать ниже уровня пло­ дородных почв, минимальная глубина заложения в мягких грунтах должна составлять 76 см, а в скальных — 45,7 см. При пересечении дорог глубина заложения по отношению к дренажным кюветам долж­ на быть не менее 91,5 см.

ВФРГ высота засыпки трубопроводов, уложенных в местах, где возможно действие нагрузок от движения транспорта, железных до­ рог и взлетно-посадочных полос, должна составлять минимум 1 м. Во всех других местах трубопровод должен быть засыпан слоем грунта высотой 0,8—1 м, на небольших участках — 0,6—2 м.

Во Франции минимальная высота засыпки трубопровода — 0,8 м. Если эта высота уменьшена, то подрядчик должен обеспечить трубо­ проводу дополнительную защиту в виде кожухов, патронов, полускорлуп, бетонных плит и т. д. Если трубопровод забалластирован, то глу­ бина его заложения исчисляется от верхней образующей балластно­ го устройства. В том месте, где на дне траншеи сделано соединение плетей трубопровода (ликвидация захлеста), отрывается приямокдлиной 1,5 м, шириной 1 м сверх обычной ширины траншеи, глубиной не менее 0,6 м.

Выбору глубины траншеи за рубежом придается гораздо большее значение, чем в России, так как там во много раз больше объем тру­ богибочных работ, трубопровод приспосабливается к профилю вы­ рытой траншеи. Траншея, как правило, имеет стабильную глубину, практически не зависящую от рельефа местности. Это позволяет из­ бежать планировки микрорельефа (срезки грунтов) и, следователь­ но, эрозии грунтов.

Иногда трубопровод может быть проложен на больших глубинах. Так, в Канаде глубина заложения трубопровода «Эдмонтон—Саска­ чеван» составляла 1 м, Трансканадского газопровода — 1,2 м, газопро­ вода диаметром 1321 мм в Кувейте — 1,2—1,5 м, трубопровода «Эль Пасо—Аризона» (США) — 1,5 м.

Согласно Американскому стандарту ASME В31.4, заглубление неф ­ тепровода до верха трубы близко требованиям СНиП 2.05.06-85* и Канадского национального стандарта CAN3-2183-M86.

Чтобы обеспечить темп рытья траншей, равный темпу сварочных и изоляционных работ, зарубежные землеройные бригады оснащены

vk544.com/club152685050Часть IV Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

большим количеством техники: 2—3 роторных экскаватора, 1—6 буль­ дозеров-рыхлителей, 5—12 одноковшовых экскаваторов. Особенностью зарубежной технологии является то, что вся эта техника, особенно роторные экскаваторы, не расставляется по отдельным захваткам, как это большей частью принято в отечественной практике, а используется в одной колонне.

Несмотря на довольно высокие темпы производства работ, трубо­ проводостроительные фирмы не удовлетворены существующими машинами для разработки траншей, особенно на мерзлых грунтах

свключением скальных обломков.

ВРФ при сооружении трубопроводов большого диаметра (1020, 1220 и 1420 мм) для разработки траншей применяется в основном им­

портная мощная техника — трубоукладчики, бульдозеры, рыхлители, одноковшовые экскаваторы фирм «Komatsu», «Caterpillar», «Kato», «Hitachi», «Fiat-Alles» и др. И только роторные траншейные экскава­ торы используются отечественного производства.

Особенно эффективны роторные траншейные экскаваторы при раз­ работке траншей в многолетнемерзлых грунтах. В настоящее время ни один вид землеройной техники не может сравниться с ними по эконо­ мическим показателям разработки мерзлых грунтов при строительстве линейной части магистральных трубопроводов. Применение машин с рабочим процессом разрушения грунта рыхлением или взрывом в условиях Крайнего Севера приводит к значительному увеличению объемов разрабатываемого грунта, размеров полосы земляных работ. Дно и стенки траншеи получаются неровными, поэтомудля защиты изо­ ляции в нижней части трубопровода под ним делают подсыпку из при­ возного песчаного грунта. Отвал вынутого грунта представляет собой нагромождение мерзлых глыб, полученных при рыхлении мерзлых грун­ тов бульдозерами-рыхлителями. Для защиты изоляции при засыпке тру­ бопровода его сверху присыпают привозным песчаным грунтом. Зава­ ленный затем крупными комьями грунта трубопровод через некоторое время обнажается из-за отсутствия эрозионно-устойчивой формы у валика грунта, против размывания талыми водами.

Дно траншеи является проектным ложем трубопровода и поэтому оно тщательно подготавливается. В США специально созваны миниа­ тюрные бульдозеры с узким ножом для планировки дна траншей. При строительстве трубопровода на скальных грунтах дно траншеи под­ сыпается мягким грунтом толщиной не менее 10—15 см. Мягкий грунт подается в траншею с помощью роторного траншеезасыпателя либо с помощью одноковшового экскаватора с последующим разравнива­ нием вручную.

vkГлава.com/club15268505017. Технология иорганизация строительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 545

Обычно требуется, чтобы засыпку трубопровода в траншее выпол­ няли сразу же за его укладкой. В некоторых странах существуют пра­ вила, ограничивающие длину незасыпанного трубопровода. Например, во Франции требуется, чтобы расстояние между местом производства этих двух видов работ не превышало 1 км или 1—2 рабочих дней.

При засыпке траншей бульдозеры применяют не во всех странах. Более широко используются шнековые траншеезасыпатели. Траншеезасыпатели передвигаются по отвалу грунта и сдвигают его в тран­ шею.

В Западной Европе бульдозеры применяются редко; в некоторых странах (например во Франции) их использование на засыпке за­ прещено. Наибольшее распространение получили скребковые тран­ шеезасыпатели (бэкфиллеры), представляющие собой экскаватор с удлиненной стрелой и широким ковшом (скребком) или трубо­ укладчик с удлиненной стрелой, к которой подвешивается скребок, подтягивающийся по направлению к гусеницам быстродействующей лебедкой. Бэкфиллеры при работе передвигаются по монтажной полосе.

Многие фирмы считают, что после засыпки необходимо уплотнить рыхлый грунт в траншее. Эту работу иногда выделяют в самостоятель­ ную технологическую операцию. Простейший способ ее выполнения заключается в многократном прохождении гусеничного трактора по засыпанной траншее.

Самой трудной проблемой при строительстве трубопроводов в гор­ ных условиях является выполнение подготовительных и земляных работ.

Подготовительные работы включают в себя расчистку трассы на косогорах от леса и валунов, планировку трассы с устройством вы­ емок, насыпей, полок, устройство водоотводных канав и противооб­ вальных сооружений, производство буровзрывных работ по рыхле­ нию скальных грунтов, строительство подъездных дорог.

В земляные работы, выполняемые непосредственно для укладки трубопровода, входят разработка траншеи, устройство мягкой под­ сыпки и присыпки, устройство перемычек в траншее против размы­ вов грунта на больших уклонах, засыпка трубопровода, зачистка трас­ сы и рекультивация.

Для упрощения конфигурации трубопровода при прокладке через горные кряжи идут по пути увеличения объема земляных работ. Так, на строительстве нефтепровода в Канаде при пересечении хребта для придания трассе плавной конфигурации были выполнены вертикаль­ ные выемки глубиной до 7,5 м, а в отдельных местах — до 40 м.

vk.546com/club152685050Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых, объектов

Для тех же целей (при прокладке в горах) широкое распростране­ ние получает строительство трубопроводов в тоннельной прокладке. В Швейцарии тоннельным способом проложено 40% всех трубопро­ водов, самый длинный тоннель — 12,6 км. В России этим способом проложены участки трубопровода на газопроводе Владикавказ—Тби­ лиси, Россия—Турция и др. По оценкам американских специалистов, темп работы в горах по сравнению с равнинными районами снижа­ ется в 4 раз а из-за сложности трассы.

Сварочно-монтажные работы. В последние годы отечественное трубопроводное строительство претерпевает весьма существенные изменения, связанные с внедрением прогрессивной технологии сва­ рочных работ зарубежных стран, возрастанием требований к каче­ ству, сокращением сроков строительства.

В последние годы за рубежом, а также в России, начиная со строитель­ ства газопровода «Ямал—Европа», при сооружении линейной части на­ блюдаются постоянный рост объемов применения полуавтоматической и автоматической сварки и снижение объемов применения ручной дуго­ вой сварки покрытыми электродами. Эта тенденция, наметившаяся при сооружении указанного выше газопровода, наиболее полно отразилась при строительстве нефтепроводов «Тенгиз—Новороссийск» (КТК), «Баку—Тихорецк», «Суходольная—Родионовское», газопровода «Рос­ сия—Турция», нефтепроводов Балтийской системы (БТС).

К настоящему моменту накоплен весьма значительный опыт при­ менения оборудования и материалов зарубежных фирм для полуав­ томатической и автоматической сварки.

В настоящее время в зарубежном трубопроводном строительстве используются следующие способы сварки стыков трубопроводов:

• ручная дуговая с применением электродов с целлюлозным и основным видами покрытия для сварки корневого и последую­ щих слоев шва;

полуавтоматическая сварка самозащитной порошковой прово­ локи с использованием специального комплекта оборудования для сварки всех слоев шва, кроме корневого;

полуавтоматическая сварка корневого слоя шва в среде защит­ ных газов проволокой сплошного сечения с использованием ис­ точников питания сварочной дуги специального назначения;

полуавтоматическая сварка неповоротных стыков в среде защит­ ных газов сплошной электродной проволокой;

механизированная и автоматическая сварка под слоем флюса проволокой сплошного сечения поворотных стыков труб на тру­ босварочных базах;

vkГлава.com/club15268505017. Технология и организация строительства| vk.com/id446425943магистральныхтрубопроводов 547

односторонняя автоматическая сварка порошковой проволокой

всреде защитных газов с помощью специальных сварочных го­ ловок;

двусторонняя автоматическая сварка проволокой сплошного сечения в среде защитных газов;

односторонняя автоматическая сварка в среде защитных газов с помощью специальных головок;

односторонняя автоматическая сварка проволокой сплошного сечения в среде защитных газов с использованием при сварке корневого слоя технологических подкладок.

Большинство приведенных выше способов и процессов нашли при­ менение как в составе комбинированных вариантов сварки, так и при сварке всех слоев шва одним способом.

Изоляционные работы. В настоящ ее время при строительстве и вводе в эксплуатацию магистральных нефтегазопроводов за рубежом, применяются преимущественно стальные трубы с заводским анти­ коррозионным покрытием. При этом в качестве заводских покрытий труб могут использоваться следующие типы защитных покрытий:

заводское эпоксидное покрытие;

заводское полиэтиленовое покрытие;

заводское полипропиленовое покрытие.

Данные типы покрытий отвечают самым современным техниче­ ским требованиям и обеспечивают эффективную защиту трубопро­ водов от коррозии.

Получившие широкое применение в США, Канаде, Великобрита­ нии и ряде других стран тонкопленочные (350—500 мкм) заводские эпоксидные покрытия труб отличаются высокими защитными и экс­ плуатационными характеристиками, повышенной теплостойкостью (до 100—110 °С), но при этом имеют недостаточно высокую ударную прочность, особенно при отрицательных температурах окружающей среды, что в значительной степени ограничивает область их приме­ нения.

Заводские полипропиленовые покрытия труб характеризуются высокой теплостойкостью, повышенной стойкостью к продавливанию, истиранию, абразивному износу и предназначены прежде все­ го для строительства трубопроводов, строящихся методами «закры­ той» прокладки (проколы, «микротоннелирование», наклонно-направ­ ленное бурение). Кроме того, данный тип покрытия рекомендуется к применению при строительстве подводных переходов, морских и шельфовых трубопроводов, а также для строительства трубопрово­ дов с температурой эксплуатации 80—ПО "С.

vk548.com/club152685050Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

На вновь строящихся нефтегазопроводах в качестве антикоррози­ онного покрытия трубопроводов в настоящее время применяются в ос­ новном заводские двухслойные и трехслойные полиэтиленовые покрытия.

Накопленный опыт применения заводских полиэтиленовых покры­ тий подтвердил их высокую эффективность и способность обеспечи­ вать надежную защиту трубопроводов от коррозии при температу­ рах эксплуатации до плюс 60 °С.

Помимо стальных труб, при строительстве магистральных нефте­ проводов применяются: запорная арматура, фасонные соединитель­ ные детали трубопроводов, кривые «горячего» и «холодного» гнутья. Требования к их надежности и долговечности по крайней мере долж­ ны соответствовать требованиям, предъявляемым к стальным трубам. Из этого следует, что уровень противокоррозионной защиты перечис­ ленных элементов трубопроводов должен быть сопоставим с уровнем противокоррозионной защиты стальных труб.

Особенности технологий укладки трубопроводов. Анализ зару­ бежного опыта строительства трубопроводов показал, что в большин­ стве случаев технологические решения, связанные с производством укладочных работ, во многом совпадают с теми, которые использу­ ются в отечественной практике трубопроводного строительства.

Как в России, так и за рубежом, основным методом укладки явля­ ется опуск предварительно заготовленных плетей с бермы траншеи. Укладочные работы одинаково выполняются с использованием колон­ ны трубоукладчиков. При этом взаимная их расстановка производит­ ся на основе расчетов, выполняемых по однотипным методикам.

Тем не менее, в связи с использованием определенных исходных ограничений результаты расчетов в ряде случаев заметно расходятся.

Одним из таких ограничений является критерий, согласно кото­ рому максимальный угол наклона упруго изогнутой плети при уклад­ ке трубопровода не должен превышать 4°. Это требование, в частно­ сти, является всегда обязательным при строительстве объектов, со­ оружаемых канадской фирмой «Лавалин».

Использование в расчетах такого ограничения влечет за собой уве­ личение числа трубоукладчиков в колонне, особенно при укладке тру­ бопроводов малых диаметров. Другим исходным требованием (в от­ личие от наших) является заведомое ограничение уровня напряже­ ний изгиба в укладываемом трубопроводе. Как правило, этот уровень не должен превышать величину 140 МПа (1400 кгс/см2).

Здесь необходимо заметить, что указанное ограничение вводится без учета фактического соотношения между толщиной стенки труб и

vkГлава.com/club15268505017. Технология иорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов| vk.com/id446425943 549

диаметром трубопровода (8/В). В отечественной практике строитель­ но-технологического проектирования (т. е. при расчетах монтажной прочности трубопроводов) подход к аналогичному вопросу дифферен­ цированный, и к тому же он привязан к действительным свойствам трубной стали, точнее, к пределу текучести.

Не случайно, что в проекте новых нормативных документов, рег­ ламентирующих правила производства работ, приводятся на этот счет более «гибкие» исходные критерии, чем те строго фиксированные,

окоторых сказано выше.

Всвязи с этим следует отметить, что ограничение напряжений при укладке практически не сказывается на расчетном количестве трубо­ укладчиков в колонне (если не принимать во внимание трубопрово­ ды диаметром менее 150 мм). В основном этот критерий предопреде­ ляет выбор оптимальных расстояний между трубоукладчиками, что представляется особенно актуальным, когда рассматриваются схемы цикличной укладки. В этих случаях операции взаимного «замещения» трубоукладчиков (переезд, перехват) могут потребовать более щадя­ щих условий технологического цикла.

Одной из наиболее отличительных сторон в рассматриваемом во­ просе является подход к «вписываемости» уложенного трубопровода в продольный профиль дна траншеи. В зарубежной практике практи­ чески все кривые вставки в нитке трубопровода изготавливаются «по месту» с помощью передвижной трубогибочной установки. Это обес­ печивает полное прилегание трубопровода к дну траншеи по всей ее длине.

Кроме того, в этом случае отпадает необходимость оставлять в нит­ ке трубопровода так называемые технологические разрывы (предна­ значенные для последующего монтажа кривых или варки «катушек»).

Особое место в разработках зарубежных специалистов занимают вопросы создания специальной технологической оснастки для выпол­ нения укладочных и монтажных работ. Хорошо известна такая про­ дукция фирмы CRC «Crose», как катковые полотенца (канатно-роли­ ковые подвески), самозажимные полотенца, различные траверсы и захваты.

Основное преимущество Катковых полотенец (по сравнению с традиционно используемыми в нашей стране трехрядными трол­ лейными подвесками) состоит в том, что при наличии множества широких катков (их число составляет от 24 до 40) обеспечиваются более благоприятные условия опирания трубопровода на захватное приспособление, и за счет этого снижается риск повреждения трубы и изоляционного покрытия. Освоение подобных изделий у нас

vk.550com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

в стране на сегодняшний день весьма ограничено (в основном под­ вески такого типа сейчас используются только при капитальном ремонте нефтепроводов).

Самозажимные полотенца предназначены в основном для монтажа и укладки участков трубопровода с кривыми вставками или для обслуживания трубогибочных станков. Применение таких устройств на трассе позволяет более качественно осуществлять сборку стыков, не опасаясь за возможные искажения проектной оси трубопровода.

Используемые в качестве альтернативы монтажные «удавки» из ка­ проновых канатов или из облицованных тканью стальных тросов хотя и способны обеспечить целостность изоляции и стенок труб, но с точ­ ки зрения безопасности труда являются крайне ненадежными.

В зарубежной практике в последнее время особое внимание стало уделяться вопросам обеспечения неповреждаемости труб после укладки. С этой целью рядом фирм (в том числе итальянских) разра­ ботаны и внедрены специальные машины, обеспечивающие создание вокруг трубопровода однородной грунтовой среды (подсыпка-при­ сыпка), при наличии которой полностью исключается возможность овализации труб и появления на них вмятин. Измельченный грунт из отвала с помощью этих машин равномерно заполняет все простран­ ство вокруг трубопровода и препятствует ударам, которые могут воз­ никать при выполнении завершающей стадии засыпки (т. е. с исполь­ зованием неизмельченного грунта).

Наряду с этими мерами для обеспечения сохранности формы тру­ бы ряд зарубежных фирм требует выполнения тщательной послой­ ной трамбовки грунта засыпки. В особой степени это относится к участ­ кам, где свойства грунтов неоднородные, а также к тем местам на трас­ се, где расположены переходы через дороги, крановые узлы и другие ответственные инженерные сооружения.

Для реализации указанного требования ряд фирм, производящих строительную оснастку, наладил выпуск специальных переносных трамбовок с пневматическим (для нужд капремонта трубопроводов) или электрическим приводом, которые обеспечивают заданную сте­ пень уплотнения грунта.

Среди других видов технологической оснастки необходимо отме­ тить траверсы, используемые при монтаже и укладке труб со специ­ альным покрытием (теплоизолированных, обетонированных и т. п.).

Следует обратить внимание на то, что за рубежом обетонирован­ ные трубы широко используются не только как обладающие отрица­ тельной плавучестью, но и как обеспечивающие целостность изоля­ ционного покрытия, т. е. как защитное (футеровочное) средство.

vk.com/club152685050Глава 17. Технология иорганизация|строительстваvk.com/id446425943магистральныхтрубопроводов 551

Впоследние годы многие зарубежные фирмы стали уделять при­ стальное внимание разработке механизированных комплексов для строительства трубопроводных объектов по «интеллектуальным» тех­ нологиям. Такие комплексы являются полностью автоматизирован­ ными, имеют собственную систему компьютерного обеспечения.

Восновном такие комплексы предназначены для строительства наи­ более сложных и уникальных объектов, к их числу, например, относят­ ся морские трубопроводы, переходы, сооружаемые методом наклон­ но-направленного бурения, тоннельные участки трубопроводов.

Применительно к укладке трубопроводов из полиэтиленовых труб за рубежом в последнее время созданы специальные машины (трубозаглубители), которые способны выполнять укладкутрубопровода по бестран­ шейной технологии. Такой подход позволяет, помимо технико-экономи­ ческих задач, решить ряд вопросов, связанных с экологией.

Особенно перспективным представляется применение бестран­ шейных методов в сочетании с использованием длинномерных пла­ стмассовых труб, поставляемых в бухтах.

Всвязи с изложенным необходимо отметить, что значительная часть наработок, представленных в этом разделе, известна россий­ ским специалистам не столько по литературным источникам, сколь­ ко из той ситуации, которая сложилась у нас в стране в связи с при­ влечением инофирм к строительству различных трубопроводных объ­ ектов.

Сооружение переходов трубопроводов бестраншейным способом.

Траншейные способы сооружения переходов трубопроводов наряду

сшироким практическим применением, имеют ряд существенных не­ достатков, которые ограничивают их дальнейшее развитие, поскольку они часто не отвечают современным требованиям, предъявляемым

кстроящимся объектам — необходимому уровню надежности в про­ цессе эксплуатации, экологическим и другим требованиям.

Косновным недостаткам траншейных способов относится: боль­ шой объем земляных работ, необходимость установки громоздких утяжеляющих грузов, нарушение экологического равновесия в про­ цессе работ и др. Недостаточно высокий уровень надежности пере­ ходов приводит к многочисленным авариям.

Эти и другие причины обусловили развитие принципиально новых методов сооружения подводных переходов трубопроводов: наклон­ но-направленного бурения, продавливания, микротоннелирования.

М е т о д н ап равлен н ого бурения разработан и впервые внедрен в 1971 г. в США корпорацией «Cherrington» под р. Педжейро в Кали­ форнии. Был проложен трубопровод диаметром 115,3 мм протяжен­

vk552.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

ностью231,6м. В дальнейшем началось широкое внедрение его в прак­ тику. К 1992 г. диаметр трубопровода, уложенного методом направ­ ленного бурения, увеличился до 1200 мм, максимальная длина пере­ хода превысила 2 км, а суммарная протяженность превысила 800 км. В последнее время отмечается настоящий бум в развитии и внедре­ нии новой технологии строительства. В 1990 г. в одну скважину впер­ вые поместили пучок из трех труб. С каждым годом все более совер­ шенными становятся технология строительства и технические сред­ ства, с помощью которых реализуется эта технология. Расширяется круг стран и фирм, успешно реализующих ее. При этом трубопрово­ ды прокладывались через крупнейшие реки мира. Только через р. Мис­ сисипи методом направленного бурения проложено около 150 пере­ ходов.

В нашей стране интерес к способу направленного бурения появил­ ся в 1980-е гг., а в начале 90-х годов была начата и реализована про­ грамма по созданию отечественной буровой установки.

Строительство переходов трубопроводов способом наклонно-на­ правленного бурения скважин (ННБ) осуществляется:

на свободных, стесненных или застроенных участках рек шири­ ной (с поймой) до 1500—2000 м, имеющих прямолинейный уча­ сток русла;

на реках с однорукавным руслом, невысокими берегами;

в границах технических коридоров действующих трубопрово­ дов и других коммуникаций;

на участках заповедных или закрытых зон;

на участках, требующих высокой экологической защиты в про­ цессе строительства перехода;

в местах интенсивного судоходства.

Строительство переходов трубопроводов способом ННБ выполня­ ется по различным технологическим схемам. Наиболее распростра­ ненной является технологическая схема, включающая бурение пио­ нерной скважины, ее расширение до необходимого размера и про­ таскивание в расш иренную скваж ину рабочего трубопровода, смонтированного на берегу.

Величина расширения пионерной скважины зависит of диаметра рабочего трубопровода и грунтовых условий. Площадь поперечного сечения скважины должна не менее чем на 25% превышать диаметр протаскиваемого трубопровода.

Проходка скважины с одновременным протаскиванием трубопро­ вода может производиться при его небольшом диаметре (200—300 мм). При прокладке трубопроводов больших диаметров производится мно­

vk.Главаcom/club15268505017. Технология иорганизация|строительстваvk.com/id446425943магистральныхтрубопроводов 553

гократное расширение скважины, для чего, в зависимости от грунто­ вых условий, используются различные конструкции расширителей. Расширение ствола скважины проводится поэтапно с нарастающим увеличением диаметра расширителей.

Рабочий трубопровод должен непрерывно протаскиваться в сква­ жину, полностью заполненную буровым раствором, при постоянном вращении буровой колонны и расширителя.

Этот процесс прерывается только на время приварки очередной плети рабочего трубопровода, контроля и изоляции стыка.

М икрот оннелирование — безлюдная щитовая проходка пород с укреплением стенок тоннеля особо прочными и долговечными же­ лезобетонными трубами, которые продавливаются из стартовой шах­ ты мощной пресс-рамой, оборудованной домкратами, вслед за про­ двигающимся в породах проходческим щитом. После продавливания щита на длину одной железобетонной трубы ее помещают перед пресс-рамой и вдавливают в разработанное отверстие тоннеля, далее процесс повторяется. Для уменьшения сил трения при вдавливании и прохождении железобетонного ствола по разбуренному штреку в затрубье через специальные форсунки, размещенные в теле трубы, впрессовывается бентонитовая паста. Наращивая трубу за трубой, проходку ведут до выхода щита в приемную шахту, после чего его де­ монтируют, а закрепленный тоннель остается в грунте.

Точность проходки и соблюдение расчетных радиусов кривизны тоннеля обеспечиваются компьютерным комплексом управления и высокоточной измерительной лазерной техникой.

Как показал зарубежный опыт, при использовании необходимого количества промежуточных домкратов для проталкивания наращи­ ваемых в стартовой шахте железобетонных труб микротоннели, про­ ложенные под дном водоема, могут иметь протяженность несколько километров.

Техника и технология микротоннелирования были разработаны в Японии и ФРГ в первой половине 1980-х гг. Стоимость комплекта оборудования, поданным германских экономистов, окупается за год— полтора. Сегодня в мире проложено несколько тысяч километров микротоннелей.

Внашей стране микротоннелирование впервые было выполнено комплексом АУМ-400 фирмы «Herreknecht» (Германия) в 1995 г. в Мос­ кве СУ-64 АО ГПР-3 ПСО «Мосинжстрой» при сооружении канализа­ ционного коллектора протяженностью 300 м, диаметром 400 мм.

В2001 г. этим методом был построен подводный переход нефтепро­ вода диаметром 720 мм через р. Неву у Санкт-Петербурга (по проекту

vk554.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

ОАО «Гипротрубопровод» первой очереди Балтийской трубопровод­ ной системы). Наданном переходе имелись неблагоприятные условия, выраженные во вкраплении валунов в геологические структуры дна реки, из-за чего был сделан вывод о нецелесообразности использова­ ния наданном переходе метода наклонно направленного бурения.

Р Е З Ю М Е

Сооружение объектов нефтяной и газовой промышленности пред­ полагает осуществление комплексов строительно-монтажных работ, выполняемых профессиональными коллективами в определенной последовательности и определенными методами/приемами. Базовы­ ми понятиями, характеризующими упомянутые методы, являются техника, технология, организация, управление/менеджмент, эконо­ мика.

Структура строительно-монтажных работ для линейной части магистрального трубопровода включает в себя: подготовительные работы; основные работы; завершающие работы. Она является уни­ версальной, охваты вает все сооруж ения л и н ей н о й части трубопровода и каждый раз уточняется исходя из конкретного состава сооружений, природных условий и назначения магистраль­ ного трубопровода.

Методы организации строительства во всех зарубежных странах примерно одинаковы. Строительство ведется по хорошо отработан­ ной типовой схеме, рекомендованной Международной ассоциацией трубопроводостроительных фирм. Сооружение магистрального тру­ бопровода ведется поточным методом крупными комплексными под­ разделениями, каждое из которых имеет единое оперативное подчи­ нение, несмотря на то, что в подразделении могут быть бригады из субподрядных фирм.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И З А Д А Н И Я

1. Что входит в понятие «технология нефтегазового строительст­ ва»?

2.В чем состоит различие понятий организация и управление неф ­ тегазовым строительством?

3.Какие работы входят в состав подготовительных работ при строи­ тельстве линейной части трубопровода?

4.В чем заключаются различия организационно-технической и ин­ женерной подготовки к строительству трубопровода?

vkГлава.com/club15268505017. Технологияиорганизациястроителъствамагистралъныхтрубопроводов55i| vk.com/id446425943

5.Чем отличаются внетрассовые и трассовые подготовительные работы?

6.В чем состоит смысл поточной организации строительства тру­ бопроводов?

7.Как осуществляется транспортировка и хранение труб?

8.Какими машинами производится разработка траншей под тру­ бопровод?

9.В чем заключаются особенности разработки траншей в мерзлых

искальных грунтах?

10.Какими методами производят монтаж трубопроводов?

11.Охарактеризуйте способы укладки трубных плетей в траншею.

12.Охарактеризуйте основные способы строительства трубопро­ водов на переходах.

13.Каковы основные особенности технологии и организации строительства в условиях многолетнемерзлых грунтов?

14.Охарактеризуйте основные особенности строительства трубо­ проводов в горных условиях.

15.Каковы основные методы защиты трубопроводов от коррозии?

16.Что понимается под ремонтом трубопроводных систем?

17.Назовите основные технологии ремонта трубопроводов.

18.Охарактеризуйте основные технологические схемы ремонта трубопроводов.

19.Назовите основные отличия технологии и организации строи­

тельства трубопроводов в России и за рубежом.

ЛИ Т Е Р А Т У Р А

1.Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепро­ водов / А.Г. Гумеров, Х.А. Азметов, Р.С. Гумеров, М.Г. Векштейн; Под ред. А.Г. Гумерова. — М.: Недра, 1998.

2. Белецкий Б.Ф. Технология прокладки трубопроводов и коллек­ торов различного назначения. — М.: Стройиздат, 1992.

3. Веденеев Б. В. Технология закрытой и подводной прокладки сталь­ ных трубопроводов: Учеб, пособие. — Н.Новгород, 1999.

4.ГОСТ 24950-81 «Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов». Техниче­ ские условия.

5.ГОСТ Р 5.1.164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Об­ щие требования к защите от коррозии.

6.Гумеров А.Г. Защитные покрытия для трубопроводов /А.Г. Гуме­ ров, Р.Р. Гиззатуллин, Р.С. Гумеров. — C-Пб.: Недра, 2004.

vk5.5com/club1526850506 4 астъTV. Технология иорган| vkизация.com/id446425943строительстванефтегазовыхобъектс

7. Д авы дов С.Н . Катодная и электродренажная защита разветвлен­ ной сети подземных металлических трубопроводов (на стадии проек­ тирования сооружений): Учеб, пособие / С.Н. Давыдов, СЮ . Малы­ шев. — Уфа, 1999.

8.Защита от коррозии и ремонт подземных металлических трубо­ проводов в местах локального нарушения изоляционных покрытий: Учеб, пособие / С.Н. Давыдов, И.Г. Абдуллин, С К . Рафиков, Р.Ж. Ахияров. — Уфа: Изд-во Уфим. гос. нефтяного техн. ун-та, 2001.

9.Защита от коррозии подземных трубопроводов и сооружений: Учеб, пособие для студентов, обучающихся по направлению «Строи­ тельство» / Г.Г. Винокурцев, В.В. Первунин, ВА. Крупин, АГ. Вино­

кур цев. — Ростов н/Д: Ростовский гос. строит, ун-т, 2003.

10.И нструкция по разработке проектов производства работ по строительству нефтегазопродуктопроводов / М интопэнерго Рос­ сии. — М. — 1999.

11.Капитальный ремонт подземных н еф тепроводов/А Г. Гумеров, А.Г. Зубаиров, М.Г. Векштейн и др; Под общ. ред. А.Г. Гумерова. — М.: Недра, 1999.

12.Корш акА.А. Основы нефтегазового дела. Проектирование, со­ оружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ:

Учеб, пособие / А А Коршак, А.М. Ш аммазов. — 2-е изд. — Уфа, 2000. 13. Крылов Г.В. Эксплуатация и ремонт газопроводов и газохрани­

лищ: Учебник / Г.В. Крылов, О.А Степанов. — М.: Академия, 2000. 14. М азур И .И ., И ванцов О .М . Безопасность трубопроводных сис­

тем. - М.: ИЦ ЕЛИМА, 2004.

15. М асловский В.В. Основы технологии ремонта газового обору­ дования и трубопроводных систем: Учеб, пособие / В.В. М асловский, И.И. Капцов, И. В. Сокруто. — М.: Высшая школа, 2004.

16. М уст аф ин Ф .М . Контроль качества изоляционно-укладочных ра­ бот при строительстве трубопроводов: Учеб, пособие / Ф.М. Мустафин, И.Ш. Гамбург, Д.Н. Веселов. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2001.

17. Орлов В.А. Стратегия и методы восстановления подземных тру­ бопроводов / ВА Орлов, ВА Харькин. — М.: Стройиздат, 2001.

18.Основы нефтегазового дела: Учебник/А.А. Коршак, Д М . Ш ам­ мазов. — 2-е изд., доп. и испр. — Уфа: ДизайнП олиграфСервис, 2002.

19.СН иП Ш-42-80. М агистральные трубопроводы. Правила про­ изводства и приемки работ.

20.СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы.

21. СН И П 3.01.03-84. Геодезические работы в строительстве.

22. СНиП 3.01.04-87. Приемка в эксплуатацию законченных строи­ тельством объектов. Основные положения.

vkГлава.com/club15268505017. Технологияиорганизациястроителъствамагистральныхтрубопроводов55| vk.com/id446425943 /

23.СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения, основания и фундаменты.

24.СНиП 12-04-2002. Безопасность труда в строительстве.

25.СНИП 3.01.01-85. Организация строительного производства.

26.СНиП 2.05.02-85. Автомобильные дороги.

27.СНиП 1.06.05-85. Положение об авторском надзоре проектных организаций за строительством предприятий, зданий и сооружений.

28.Современные методы ремонта трубопроводов / Н.Х. Халлыев, Т.Н. Абасова, В.Г. Селиверстов идр. — М., 1997.

29.Сооружения и ремонт газопроводов и газонефтехранилищ: Сб. науч. тр. / Уфимский гос. нефтяной техн. ун-т; Ред. А.Г. Гумеров и

др. — Уфа, 2002.

30. Спектор Ю .И. Новые технологии в трубопроводном строительст­ ве на основе технической мелиорации грунтов / Ю.И. Спектор, Л.А. Ба­ бин, М.М. Валеев. — М.: Недра, 1996.

31.Строительство магистральных трубопроводов: Справочник / В.Г. Чирсков, В.Л. Березин, Л.Г. Телегин идр. — М.: Недра, 1991.

32.Технологическое проектирование строительства магистраль­ ных трубопроводов: Справ. / В.И. Бармин, Б.Ф. Белецкий, Р.Д. Габелая идр.; Под ред. В.И. Бармина. — М.: Недра, 1992.

33.Ткаченко В.Н. Электрохимическая защита трубопроводных се­ тей. — Волгоград, 1997.

34.Храменков СВ. Бестранш ейные методы восстановления трубо­ проводов: Учеб, пособие / СВ. Храменков, О.Г. Примин, В.А Орлов. —

М.,2002.

35.Эффективные методы ремонта магистральных трубопроводов / Е.А.Аникин, Р.Д. Габелая, В.В. Салюковидр. — М .: ИРЦ Газпром, 2001.

vk.com/club152685050ГЛАВА 18А ТЕХНОЛОГИЯ| vk.com/id446425943И ОРГАНИЗАЦИЯ

СТРОИТЕЛЬСТВА НАЗЕМНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ

18.1.Основные положения

18.2.Подготовительный период

18.2.1.Разработка проекта производства работ

18.2.2.Подготовительные работы вне площадки строящегося объекта

18.2.3.Подготовительные работы на площадке строящегося объекта

18.3.Нулевой цикл

18.3.1.Земляные работы

18.3.2.Устройство фундаментов

18.4.Наземный цикл. Общестроительные работы

18.4.1.Общие положения

18.4.2.Монтаж металлических конструкций

18.4.3.Монтаж сборных железобетонных конструкций

18.4.4.Монтаж ограждающих конструкций

18.4.5.Бетонные работы

18.4.6.Устройство кровель

18.4.7.Монтаж блочных устройств

18.5.Наземный цикл. Монтаж технологического оборудования и трубопроводов

18.5.1.Подготовка к производству монтажных работ

18.5.2.Изготовление укрупненных узлов трубопроводов

18.5.3.Монтаж технологического оборудования

18.5.4.Монтаж трубопроводов

18.5.5.Сварочные работы

18.5.6.Изоляционные работы

18.5.7.Испытания оборудования и трубопроводов объекта

18.6.Наземный цикл. Электромонтажные работы

18.7.Наземный цикл. Водоснабжение, канализация, теплоснабжение, отопление и вентиляция

18.8.Наземный цикл. Устройство электрохимзащиты

18.9.Наземный цикл. Автоматизированная система управления технологическими процессами

18.10.Заключительный период. Благоустройство территории

18.11.Охрана труда и техника безопасности

18.12.Контроль и управление качеством строительства

18.13.Защита окружающей среды

18.14.Организация сооружения компрессорных станций

18.14.1.Общие положения

18.14.2.Стройгенплан площадки КС

18.14.3.Монтаж оборудования КС

18.14.4.Производство пусконаладочных работ и приемка в эксплуатацию

18.15.Организация работ по устройству нефтеперекачивающей станции

18.15.1.Общие положения

18.15.2.Монтаж стальных вертикальных резервуаров

18.16.Организация работ по устройству морского нефтеналивного терминала

18.17.Организация работ по строительству установок комплексной подготовки газа

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъектов559| vk.com/id446425943

18.1. О С Н О В Н Ы Е ПОЛОЖЕНИЯ

В главах 8—14 были рассмотрены конструктивные особенности и архитектурно-компоновочные решения основных сооружений и техно­ логических комплексов наземных объектов магистральных трубопро­ водов. В данной главе приведены основные принципы технологии и организации их строительства.

Наземные объекты должны сооружаться с расчетом на ввод их в эксплуатацию одновременно с линейной частью трубопроводных систем или в обусловленные конкретные сроки. Основными направ­ лениями совершенствования организационно-технологических реше­ ний при сооружении наземных объектов являются:

индустриальное техническое оснащение строительства за счет внедрения инвентарных производственных установок; участков малой механизации с системой блочных инструментально-разда­ точных пунктов; мобильных лабораторий по контролю качества строительно-монтажных работ; временных зданий и сооруже­ ний полной заводской готовности;

комплексная механизация технологических процессов на осно­ ве типовых методов производства работ, основанных на приме­ нении отраслевой базы данных универсальных технологических схем, типовых проектов производства работ и комплексной ме­ ханизации технологических процессов на основе типовых средств технологического оснащения;

обеспечение бесперебойной работы машин за счет совершенст­

вования методов и средств их технической эксплуатации;

комплексное техническое перевооружение строительной отрас­ ли нефтегазовых объектов;

повышение заводской готовности деталей и конструкций и обес­ печение их проектных геометрических размеров с пересмотром

действующей системы допусков и требований технологии изго­ товления сборных конструкций. Повышение заводской готов­ ности должно предусматривать полную отделку конструкций, приклейку герметиков, установку элементов инженерного обо­ рудования и пр.

При проектировании организации строительства следует учитывать основные технические особенности наземных нефтегазовых сооружений:

• рассредоточенность, сравнительную малообъемность, размеще­ ние большинства наземных объектов в отдаленных труднодо­ ступных районах со сложными геокриологическими условиями и слаборазвитой инфраструктурой;

vk.560com/club152685050Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

• использование высокоиндустриальных технических реш ений (блочно-комплектные устройства, сборные, облегченные конст­ рукции, разделение работ нулевого и подготовительного цикла);

• преимущественно разъездной и вахтовый характер труда строи­ телей.

В состав основных технических документов, определяющих орга­ низацию строительства, входят: Проект организации строительства (разрабатывается в составе проектной документации) и Проект произ­ водства работ.

18.2. П О Д Г О Т О В И Т Е Л Ь Н Ы Й П Е Р И О Д

18.2.1. Разработка проекта производства работ Проект производства работ (ППР) разрабатывается подрядчиком

на весь комплекс работ, выполняемых на площадке наземного объек­ та различными специализированными организациями.

Сводный график строительства разрабатывается на основе объ­ емов строительно-монтажных работ и расчетных выработок специа­ лизированных бригад. График строительства отражает совмещение сроков выполнения различных видов работ по объектам, перемещ е­ ние бригад и механизмов. К сводному графику строительства прила­ гаются следующие документы:

графики передачи в монтаж оборудования и арматуры;

графики передачи под монтаж отдельных зданий и сооружений объекта;

графики испытаний, пусконаладочных работ и пробных запус­ ков;

график ф инансирования.

Воснове технологии строительства объектов лежит принцип ве­ дения работ поточно-совмещенным методом. П рименение этого ме­ тода возможно только при комплексном реш ении основных задач строительного производства:

индустриальное и технологичное исполнение объектов, включае­ мых в поток, позволяющее разделить во времени работы нуле­ вого цикла и монтажные работы наземного периода;

ритмичность производственно-технологической комплектации;

• опережающие темпы подготовки и передачи строителям проектно­ сметной документации;

высокоиндустриальная типовая технология строительного про­ изводства;

специализация подразделений, занятых в потоке;

vkГлава.com/club15268505018. Технология иорштзаияястроительства| vk.com/id446425943наземныхнефтеюзовыхобъектов56

комплексное оснащение подразделений универсальными маши­ нами и механизмами; инвентарность (мобильность) техническо­ го оснащения;

обеспечение стабильности кадров рабочих высокой квалиф ика­ ции;

широкое совмещение профессий исполнителей;

соверш енствование диспетчерской связи и применение совре­ менной вычислительной техники.

Для соблюдения этого принципа при разработке Проекта произ­ водства работ решаются следующие основные вопросы:

разделение основных объектов на отдельные подобъекты (захват­ ки) и параллельное ведение строительно-монтажных работ, вы­ полняемых отдельными бригадами;

строгая технологическая последовательность ведения строительно­ монтажных работ.

При разделении целого объекта на отдельные объекты строительства учитывается очередность сооружения объектов, которая определяет­ ся совмещенным графиком строительства, разработанным в составе

Проекта производства работ.

 

Проект производства работ отражает комплекс реш ений

по под­

готовительным работам, в том числе:

 

• реш ения стройгенплана площадки с учетом развития,

времен­

ных и постоянных дорог, постоянных инженерных сетей ит. п.;

реш ения по энерго-, водо-итеплоснабж ению ит. п. всех субпод­ рядчиков на весь период строительства с учетом перехода от вре­ менных схем к постоянным;

реш ения по устройству временных зданий и сооружений при максимально возможном использовании постоянных сооруже­ ний для нужд строительства;

разработка внешней и внутренней транспортной схемы на весь период строительства.

Выбор технологических методов производства работ определяется:

видом работ;

отдельными операциями внутри вида работ.

Виды укрупненных комплексов работ по сооружению наземного нефтегазового объекта представлены в табл. 18.2.1.

В каждом виде работ отдельно должны быть рассмотрены опера­ ции контроля качества и испытания. В технологических схемах проек­ та производства работ указываются:

необходимая готовность предшествующих операций;

расстановка оборудования и грузоподъемных механизмов;

5 62 Часть I V Технология и организация ст роит ельст ва неф т егазовы х объект ов

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

методы и последовательность производства работ;

применяемая такелажная оснастка и схемы строповок оборудо­

вания и трубопроводов и т. п.;

• условия обеспечения безопасности работ.

Таблица 18.2.1

Схематический состав укрупненных комплексов работ по сооружению наземного нефтегазового объекта

Период строительства

Подготовительный период

Основной период. Нулевой цикл

Основной период. Наземный цикл

Заключительный период, прочие работы

Состав укрупненных комплексов работ

Проект производства работ Подготовительные работы, в том числе:

• вне площадки строящ егося объекта

• на площадке строящ егося объекта

Земляные работы, в том числе:

рытье котлованов и траншей

засыпка

уплотнение

Ф ундаменты, в том числе:

свайные фундаменты

ленточные фундаменты: сборные и монолитные

Монтаж несущих и ограждающих конструкций Монтаж блочных устройств Гидроизоляция Монтажтехнологического оборудования

Монтаж технологических трубопроводов, в том числе:

монтажные работы

сварочные работы

изоляционные работы

испытания оборудования и трубопроводов Электромонтажные работы Водоснабжение, канализация Теплоснабжение, отопление, вентиляция Электрохимзащита АСУтехнологически ми процессами

Пусконаладка и приемка в эксплуатацию Благоустройство территории; рекультивация Охрана труда и техника безопасности М енеджмент качества Защ ита окружающей среды

Проект производства работ предусматривает максимально воз­ можную и экономически целесообразную индустриализацию работ.

ВПроекте производства работ приводятся:

расчеты потребности и графики движения (на период строитель ства) строительных машин, механизмов, специального оборудо­ вания и инвентаря;

расчеты потребности (по видам работ) и графики движения ра­

бочей силы (бригад) с указанием профессионального состава;

• требования по организации и проведению контроля качества работ, включая входной, операционный, лабораторный и выход­ ной виды контроля на всех этапах строительства;

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъекп,| vk.com/id446425943

мероприятия (специальные службы контроля, приборы, оборудо­ вание ит. д.) по охране окружающей среды;

порядок ведения исполнительной документации при производ­ стве всех видов работ.

Всостав проекта производства работ обязательно входит раздел техники безопасности при производстве строительно-монтажных и специальных работ, в том числе специальные главы обеспечения безо­ пасности в период пусконаладочных работ и пробных запусков объ­ екта в эксплуатацию.

18.2.2. Подготовительные работы вне площадки строящ егося объекта

В подготовительный период вне площадки выполняются следую­

щие работы:

 

 

строительство временной стройбазы;

 

 

строительство временного жилого поселка для строителей;

устройство подъездной автодороги;

 

 

прокладка инж енерных коммуникаций

от точек подключения

 

в населенном пункте до распределительного

устройства на

 

строящемся объекте;

 

 

разработка карьеров (при необходимости).

 

Временная строительная база разм ещ ается

вблизи

строящ егося

объекта. Строительство временной производственной базы осущест­ вляется подрядной организацией согласно проекту, утвержденному заказчиком. Отвод территории под размещение стройбазы осущест­ вляется в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85*. На терри­ тории стройбазы размещается:

бетонно-растворное хозяйство;

складское хозяйство;

гаражно-ремонтное хозяйство;

здания и сооружения бытового, административного и производ­ ственного назначения и т. д.

Врем енны й ж илой го р о д о к ст роит елей должен быть удален от произ­

водственной площадки на расстояние не менее 150 м и располагаться по отношению к ней с наветренной стороны. В самом общем случае городок предназначен для временного проживания строителей в ненаселенной местности с автономным обеспечением питьевой во­ дой, электроэнергией, канализационными очистными сооружениями.

В каждом конкретном случае состав объектов, архитектурно-плани­ ровочные и конструктивные решения зависят от места расположения, специфика основного нефтегазового объекта, ютиматических условий

vk564.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтетзовых объектов

и пр. Далее рассмотрим примерный состав объектов и их конструктив­ ных решений.

Пример комплекса объектов производственно-социальной инф ра­ структуры на строительстве компрессорной станции представлен на рис. 18.2.1 и 18.2.2.

Рис. 18.2.1. Ситуационный планрасполож ения К С и вне площадочных

сооруж ений: 1 — КС; 2 — пож арное депо на четыре автомобиля; 3 — временная база заказчи ка и база подрядчиков; 4 — арт езианская скваж ина; 5 п, \ощ адка КОС; б П П В ; 7 площ адка РРС; 8

площ адка хранения аварийного зап аса т руб (ст еллаж и); 9 — проект ируемые авт одороги; 1 0 — промышленная база строителей; 11 — т ехнологическая площ адка укрупнит ельной сварки т руб и узлов; 12 поселок ст роителей (полевой ж илой городок)

Ж илой городок строителей рассчитан

на временное проживание

350 человек в период строительства КС,

после ввода в эксплуатацию

поселок подлежит демонтажу и площадка рекультивируется под па­ хотные земли.

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов565| vk.com/id446425943

По окончании строительства основных объектов и ликвидации жилого городка строителей принимаются решения:

пригодности конструкций жилого городка к дальнейшему ис­ пользованию;

проведения ремонтных работ для дальнейшего использования конструкций;

утилизации конструкций жилого городка.

Рис. 18.2.2. Схема временного ( полевого) ж илого городка ст роителей

на ЗЗОчеловек (позиция 12нарис. 18.2.1): 1 — открытая автостоянка; 2 пож арный водоем; 3 админист рат ивные и конт орские помещения; 4 клуб, библиот ека, зал собраний; 5 — хозяйст венная п лощ адка;6элект рост анция; 7 баня-сауна; 8 прачечная; 9 — жилой дом; 1 0 общ еж ит ие; 11 ст оловая на 5 0 посадочных мест с м агазином т оваров повседневного спроса; 12 приемный пункт

ком бинат а быт ового обслуж ивания; 1 3 — уборная и м усоросборник; 14 от кры т ы е спортивные сооруж ения; 15 здравпункт ; 16 склады и овощ ехранилищ а; 1 7 прож ект орная мачт а

vk566.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

По использованию технологического оборудования жилых город­ ков принимается решение в индивидуальном порядке о возможности его передислокации или реализации на месте.

П одъездны е дороги. Для подъезда к строительной площадке макси­ мально используются существующие дороги общей сети. Строитель­ ство новых дорог и дорожных сооружений предусматривается в необходимых случаях (если нет дорог или невозможен подъезд по су­ ществующим дорогам).

Строительство временныхдорог осуществляется в соответствии с про­ ектом и транспортной схемой при условии согласования с местными органами власти и дорожно-эксплуатационными организациями.

С ъезды с д о р о г о б щ его п о л ьзо ва н и я . Для организации подъезда к строящимся объектам необходимо построить съезды с автомобиль­ ных дорог общего пользования.

Работы по устройству съезда с автодороги общего пользования вы­ полняются в следующем порядке:

разработка траншеи одноковшовым экскаватором для укладки во­ допропускных труб;

укладка стальных водопропускных труб с помощью автомобиль­ ного крана, соединение их металлическими хомутами с резино­ вой прокладкой. Заглубление водопропускных труб от поверхно­

сти съезда должно быть не менее 0,5 м;

отсыпка и разравнивание насыпи с обеих сторон основной до­ роги бульдозером слоями толщиной 0,2 м;

уплотнение (укатка) грунта насыпи вибрационным катком (4-мя проходами);

отсыпка насыпи щебнем толщиной 0,2 м и разравнивание буль­ дозером;

уплотнение щебня вибрационным катком (10-ю проходами);

укрепление откосов насыпи бульдозером, оборудованным откос­ ником;

установка столбов ограждения;

установка дорожных знаков:

Организация работ по устройству съездов с автодорог представ­ лена на рис. 18.2.3.

Большое внимание при строительстве съездов уделяется качеству выполнения работ. Организацию контроля качества выполняемых ра­ бот возлагают на руководителя производственного подразделения и руководителя работ. Операционный контроль и оценка качества работ при устройстве съездов с автодорог общего пользования производит­ ся в процессе работы, он заключается в систематическом наблюдении

vkГлава.com/club15268505018. Технология и организация|строительстваvk.com/id446425943наземныхнефтегазовых объетюв 567

за соответствием выполняемых работ проекту и соблюдением требо­ ваний соответствующих нормативных документов.

Т*1/исА823.0рганизацияработпоустройству съездов савтомобилъных

дорого общ его пользования

18.2.3. П одготовительные работы на площ адке строящ егося объекта

В подготовительный период на площадке выполняются следующие работы:

а) по постоянным сооружениям:

расчистка территории;

снятие и перемещение во временный отвал растительного грунта;

планировка территории;

разбивка геодезической опорной сети;

возведение постоянных зданий и сооружений, используемых для нужд строительства, в том числе:

гаражный комплекс с навесом-стоянкой;

резервуар запаса воды для противопожарных целей;

б) по временным сооружениям:

организация временного водоотвода;

устройство временных проездов по стройплощадке, временного подъезда к базе подрядчика из сборных ж/б плит;

vk568Часть1У.com/club152685050. Технологияиорганизациястроителъстванефтегазовыхобъектов| vk.com/id446425943

устройство временного ограждения стройплощадки;

завоз и размещ ение мобильных (инвентарных) зданий и сооруже­ ний административно-бытового, производственного и складско­ го назначения;

противопожарные мероприятия, освещение стройплощадки, устрой­ ство временных инженерных сетей;

подготовка площадки для стоянки техники, складирования кон­ струкций, укрупнительной сборки узлов технологического обо­ рудования и трубопроводов;

организация приобъектных складов конструкций и материалов и склада оборудования;

приемка и складирование конструкций и оборудования;

перебазировка строительных машин и механизмов. Рассмотрим основные виды работ более подробно.

Расч и ст ка площ адки ст роит ельст ва производится от леса различ­

ной крупности лесоповалочной машиной (спиливание деревьев, об­ рубка сучьев и укладка деревьев в пакеты) при спокойном (равнин­ ном) и слабовсхолмленном (крутизна около 1(f) рельефе местности. Расчистка производится по всей ш ирине площадки под строительст­ во наземного объекта. В состав работ, выполняемых при расчистке площадки, входят:

разметка границ строительной площадки;

валка леса с помощью лесоповалочной машины;

трелевка очищенных от сучьев деревьев трактором в отведен­ ные места складирования в полосе отвода;

очистка площадки от порубочных остатков трелевочным трак­

 

тором по предварительно подготовленному пути;

}

корчевка пней бульдозером;

 

перемещ ение пней бульдозером.

 

Основные технологии выполнения работ по расчистке описаны в главе 17 п. 17.2.

После выполнения работ по расчистке территории строительной площадки производится ее планировка — выравнивание площадки по заданным в проекте высотным отметкам. При этом плодородный слой почвы снимается и укладывается в отвалы в специально отведенных местах на слой естественного плодородного грунта для использова­ ния в последующем при восстановлении (рекультивации) нарушен­ ных и малопродуктивных сельскохозяйственных земель (при необ­ ходимости), а также при благоустройстве площадок.

Вертикальная планировка на участках выемок осуществляется до устройства на них коммуникаций и фундаментов, а на участках на­

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов569| vk.com/id446425943

сыпей — после устройства тех же сооружений. При выполнении работ контролируется качество как своими силами, так и силами специали­ зированных сторонних организаций (так называемый технический контроль).

По окончании вертикальной планировки строительной площадки в соответствии с проектом и требованиями соответствующей норма­ тивной документации выполняю тся геодези чески е работ ы , в состав которых входят:

создание геодезической разбивочной основы для строительства, включая построение разбивочной сети строительной площадки и вынос в натуру основных или главных разбивочных осей зда­ ний и сооружений;

разбивка внутриплощадочных линейных сооружений;

создание внутренней разбивочной сети здания (сооружения) на исходном и монтажном горизонтах и разбивочной сети для мон­ тажа технологического оборудования наружных установок;

геодезический контроль точности геометрических параметров зданий и сооружений;

исполнительные съемки с составлением исполнительной геоде­ зической документации.

Приемка геодезической основы для строительства оформляется актом. В качестве врем енны х здан и й и сооруж ений рекомендуется прим е­ нять главным образом временные сооружения передвижного и кон­ тейнерного типов. Потребность в административных и бытовых зда­ ниях устанавливается в проекте производства работ, исходя из рас­

четной численности работающих на строительстве.

Временное освещ ение стройплощадки выполняется воздушной ЛЭП по железобетонным или стальным опорам с установкой светиль­ ников и прожекторов в соответствии с проектом производства работ. Период использования временных сетей освещ ения должен быть строго оговорен в ППР. При выполнении заверш ающих операций строительства, связанных с подачей рабочего агента (нефти, газа и т. д.) на площадку, использование временных сетей электроснабже­ ния запрещается. Устройство временных инженерных сетей необхо­ димо производить таким образом, чтобы их протяженность и стои­ мость были минимальными.

Площадки для стоянки техники должны быть осушены, утрамбо­ ваны и спланированы с соблюдением уклонов для водоотвода.

Складское хозяйство разрабатывается в соответствии с действую­ щими нормативами и правилами перевозки, приемки, хранения ма­ териалов и конструкций. П риобъектны е склады устраиваются на

vk570.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

строительной площадке, требования к специальным складам настройбазах изложены в разделе проекта производства работ «Устройство временной стройбазы».

Накопительная площадка для хранения блочных устройств долж­ на иметь твердое покрытие с уклоном от середины к краям не менее 0,03%, должна быть освещена и охраняема. Для обеспечения беспре­ пятственного проезда погрузочных, разгрузочных и транспортных средств площадка должна иметь сквозной и круговой проезды шири­ ной не менее 4,5 м.

18.3. НУЛЕВОЙ ЦИКЛ

18.3.1. Земляные работы Земляные работы на наземных нефтегазовых объектах включают

всебя:

отрывку котлованов под фундаменты зданий и сооружений;

устройство грунтовых оснований под фундаменты;

отрывку траншей для прокладки коммуникаций;

обратную засыпку пазух котлованов и траншей;

планировку и перемещение грунта при дорожных работах;

благоустройство территории, устройство подсыпок. Разработка котлованов производится одноковшовым экскаватором

икомплексом самосвалов для вывоза и привоза грунта (рис. 18.3.1). Разработка траншей под коммуникации, как правило, выполняется

одноковшовым экскаватором с обратной лопатой с использованием методов работ лобовым или боковым забоем. Отвал грунта устраивает­ ся с соблюдением крутизны, обеспечивающей устойчивость откосов. Основание отвала должно быть не ближе 1 м от бровки траншеи.

Отрывка котлованов и траншей должна производится с минималь­ ным нарушением естественной структуры грунта основания, для чего следует вынимать грунт с недобором. Оставшийся грунт до проектной отметки производится вручную. Если грунт вынут ниже проектной от­ метки, то на дно котлована или траншеи следует досыпать песок.

Обратная засыпка котлованов и траншей производится бульдозе­ ром с использованием грунта из отвала с уплотнением нйжних слоев толщиной 150—200 мм электрическими трамбовками и верхних сло­ ев толщиной 0,5—0,6 м — трамбовочными плитами.

Контроль качества земляных работ осуществляется в процессе их выполнения. Состав контролируемых показателей, допустимые откло­ нения, объемы и методы контроля должны соответствовать требова­ ниям СНиП 3.02.01-87.

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизацияст| vkроит.com/id446425943ельст ваназемныхнефт егазовыхобъект ов5.

_U

Т 1 Ч Ч Ч Ч Ч Ч Ч Ч Ч Ч Ч Ч Ч Ч Ч Ч ччччччччтиг и

 

 

I . M . I . I . I . U T

t zcnrih»

 

 

llu^'

 

 

1

ЕГЛ ---^ .гФоГ1

^\n\u\L I

t

giidiJii^jVr

 

 

ы

1QQQ

Рис. 18.3.1. Схслш разработ ки котлована на площадке КС: 1 —

одноковшовый экскават ор; 2 — авт осамосвал; 3 — шаг перемещения экскават ора ( 2м ); 4 — мест а стоянок экскават ора; 5 — ось рабочего хода экскават ора; 6 — начало работы экскават ора; 7 — конец

работ ы экскават ора; 8 — съезд в кот лован

Производство земляных работ в непосредственной близости от су­ ществующих инженерных коммуникаций и пересечений с ними ве­ дется в соответствии с требованиями ППР и нормативных докумен­ тов эксплуатационных организаций. Указанные работы выполняют­ ся под наблюдением производителя работ, на которого оформлено разрешение, а также представителей технического надзора заказчи­ ка и эксплуатационных служб, которые на месте определяют грани­ цы разработки грунта вручную.

Земляные работы следует выполнять в соответствии с требования­ ми проекта и специальными нормативными документами.

В процессе устройства котлованов и фундаментов должен быть уста­ новлен постоянный надзор за состоянием грунта, ограждений и кре­ плений котлована, за фильтрацией воды и соблюдением техники безо­ пасности.

Методы устройства насыпей, подушек, обратных засыпок, а также уплотнения грунта устанавливаются и уточняются проектом произ-

vk.572com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

водства работ в зависимости от назначения и требуемой степени уп­ лотнения, вида и состояния грунтов, объема работ, имеющихся средств механизации, сроков производства работ и др.

Устройство фундаментов надлежит производить немедленно по­ сле приемки основания комиссией и подписания акта, разрешающе­ го приступить к устройству фундамента. При более длительных пере­ рывах должны быть приняты меры против обводнения котлованов поверхностными водами, промораживания талых пучинистых грун­ тов, а также изменения температурного режима основания из вечно­ мерзлых грунтов, если проектом предусмотрено сохранение их в мерз­ лом состоянии.

Земляные работы надлежит проводить по прогрессивным техно­ логиям с применением современных технических средств и исполь­ зованием новейших достижений науки и техники.

О собенност и р а зр а б о т к и м ер злы х гр ун т о в. Основными методами разработки мерзлых грунтов являются следующие:

оттаивание (электрическое, огневое, пароводяное, химическое);

разрушение (механическое, взрывное);

предохранение грунта от промерзания и др.

Наибольшее распространение в настоящее время имеют способы механического разрушения с применением клин-молотов, буровых машин, многоковшовых экскаваторов, молотов и др. При промерза­ нии грунта от 1 до 3 м на площадках, удаленных от населенных пунк­ тов, применяют рыхление взрывами. Мерзлый грунт к разработке в траншеях и котлованах подготавливают резанием с помощью буро­ вых установок, навешенных на трактор в виде дисковых пил и шне­ ков, а также роторов со специальными зубьями.

Для оттаивания мерзлых грунтов используют различные источни­ ки тепла: естественные — солнце, воздух, вода и искусственные — огонь, пар, электрический ток. Применяют солнечное протаивание грунтов, оттаивание с помощью водяных игл, фильтрационный дре­ наж, дождевание оборотной водой, паро- и электрооттаивание. Наи­ более распространенный метод, особенно при устройстве свайных оснований, — оттаивание с помощью паровых игл. Пар подается в мерзлый грунт через заглубленную в него иглу, вокруг*которой об­ разуется валик в виде цилиндра.

Если грунты основания должны быть сохранены в вечномерзлом состоянии, то разработку котлованов и устройство фундаментов сле­ дует выполнять, как правило, при устойчивой среднесуточной темпе­ ратуре воздуха ниже О "С. В случае разработки котлованов при темпе­ ратуре выше О °С необходимо принять меры по защите основания от

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов573| vk.com/id446425943

оттаивания. Производить обогрев возводимых фундаментов способа­ ми, которые могут вызвать оттаивание грунта основания, запрещается.

Мероприятия по соблюдению требуемого температурного режима грунтов указываются в проекте оснований и фундаментов и должны выполняться с начала строительных работ. Если таких указаний нет или необходимо изменить календарный график работ, то данные мероприятия следует согласовывать с проектной организацией.

18.3.2. Устройство фундаментов

Устройство фундаментов производится после подготовки основа­ ния под фундамент и приемки его готовности по акту. В акте указы­ вается качество грунта основания, соответствие грунта данным изыс­ каний, уровень грунтовых вод, фактическая несущая способность грунта, необходимость его искусственного закрепления.

Последовательность подготовки основания следующая:

срезается и вывозится слой растительного грунта;

отрывается котлован на глубину основания грунтовой подушки согласно проекту;

до отметки грунтовой подушки производится механическое уплот­ нение основания котлованадо плотности основания, указанной в проекте;

производится послойная отсыпка грунтовой подушки с уплотне­ нием, согласно указаниям проекта;

составляется акт готовности основания для последующего соору­ жения.

Принимаемые конструктивные решения фундаментов и техноло­ гия их сооружения должны обеспечивать отсутствие в течение всего расчетного срока функционирования объекта деформаций основания и перемещений в пространстве самих фундаментов или их элемен­ тов, недопустимых с позиций нормальной эксплуатации зданий и техно­ логического оборудования.

Рассмотрим различные типы фундаментов.

У ст рой ст во м он оли т н ы х ф ун да м ен т о в производится в следую­ щем порядке:

установка опалубки. Опалубка должна обладать устойчивостью, жесткостью и прочностью, обеспечивать правильность формы

иразмеров будущих фундаментов;

укладка арматуры;

укладка бетонной смеси в бетонируемые конструкции с уплотне­ нием, уход за бетоном;

распалубка фундамента.

vk574.com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Для возведения монолитных конструкций фундаментов под колон­ ны зданий, под оборудование следует использовать преимущественно разборно-переставные опалубки, конструкции которых дают возмож­ ность повторного их применения и максимального использования инвентарных элементов. Опалубку устанавливают и закрепляют согласно разбивочным осям по заданным вертикальным отметкам. Крепление опалубки должно обеспечивать жесткость формы при воз­ действии на нее бетона с учетом работы вибраторов. При сборке опа­ лубки выполняется пооперационный контроль. Смонтированная опа­ лубка принимается по акту.

Арматурные работы при возведении фундаментов заключаются в ус­ тановке готовых каркасов, укладке сеток и сборке каркасов из арма­ турных стержней. При возведении малообъемных фундаментов готовые сетки укладываются на бетонную подготовку, а для фундамен­ тов значительных объемов используются пространственные каркасы.

До начала монтажа сборных ф ундам ент ов оси фундаментов пере­ носятся с геодезической разбивки на дно котлована. Поверхность основания под фундаменты должна быть тщательно выверена и вы­ ровнена. Пример конструкции плитного железобетонного фундамен­ та приведен на рис. 18.3.1.

Рис. 18.3.2. Плитный железобетонный фундамент (1) под блочные

уст ройст ва (2)

Установку сборных фундаментов следует производить, совмещая на­ несенные нанихрискис ориентирами, закрепленными на основаниях, или при помощи геодезических приборов. Фундаментные блоки устанавливаются на выровненный до проектной отметки слой песка по надежному не пучинистому грунту, не покрытому водой или снегом. Окончание монтажа фундаментов оформляется актом.

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроительетваназемныхнефтегазовыхобъектов575| vk.com/id446425943

Работы, связанные с сооружением свайны х ф ундам ент ов (рис. 18.3.2) под здания и сооружения, должны производиться строго в соответст­ вии с проектом производства работ, учитывающим конкретные условия данной площадки. Выполнение указанных работ без соответствующего ППР не допускается.

Рис. 18.3.3. Фундамент свайный железобетонный: а — уст ановка

блока на оголовник сваи; б — деталь сваи с обсадной муфтой в пучинистых грунтах; 1 — контур блока; 2 — проектная отметка забивки сваи; 3 — оголовник сваи; 4 — емкость, замоноличиваемая бетоном; 5 — емкост ь, заливаемая битумом или бетоном; б — обсадная муф т а диамет ром 530м м ; 7 — свая

Устройству свайных фундаментов в просадочных грунтах I типа должно предшествовать обязательное исследование грунтов путем бурения скважин и проходки шурфов. В случае выявления несоответ­ ствия грунтов принятым в проекте работы прекращаются до приня­ тия решения проектной организацией.

Вне зависимости от способа устройства свайных фундаментов, пре­ дусмотренного проектом (буроопускные, опускные, буронабивные, бурообсадные и т. д.), пробуренные скважины должны быть огражде­ ны или закрыты, а сроки установки в них свай должны исключать оплывание стенок скважин.

vk576.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Для свайных фундаментов каждого основания здания или группы рядом расположенных блочно-модульных сооружений наземного объекта должны быть приведены полевые определения несущей спо­ собности свай статическими и динамическими нагрузками, а также испытания грунтов статическим зондированием и эталонной сваей.

При выполнении свайных фундаментов на вечномерзлых грунтах необходимо:

обеспечивать соблюдение установленного расчетом теплового режима грунта основания, в том числе путем наблюдений за тем­ пературой грунтов в процессе строительства и эксплуатации со­ оружений;

обеспечить защиту основания от увлажнения поверхностными стоками, а также от попадания жидкостей из инженерных ком­ муникаций объекта при аварийных ситуациях;

при сдаче законченного сооружения эксплуатирующей органи­ зации передать ей план расположения станций наблюдения за температурой и программу дальнейших наблюдений;

в актах освидетельствования скрытых работ необходимо отра­ жать мерзлотно-грунтовые условия в период производства ра­ бот и способ погружения (устройства) свай.

При устройстве свайных фундаментов под здания и сооружения на вечномерзлых грунтах должны быть обеспечены:

высокое качество материалов, используемых для приготовления бетона;

подбор состава бетона, обеспечивающий созревание его в задан­ ный срок, требуемые прочность, морозостойкость и водонепро­ ницаемость.

Замораживание бетона до приобретения им проектных свойств не допускается. Распалубку при этом разрешается производить после достижения бетоном проектной прочности.

Контроль за производством работ и качеством бетона должен осу­ ществляться на всех стадиях работ, начиная от контроля за качест­ вом применяемых материалов и заканчивая уходом за уложенным бетоном. Контроль за температурным режимом в основании и за де­ формациями зданий и сооружений выполняется с помопДло контроль­ но-температурных скважин и нивелировочных марок на поверхно­ сти элементов фундаментов (ростверков). В процессе выполнения работ должны составляться акты на скрытые работы.

При строительстве на вечномерзлых грунтах полная расчетная нагрузка свай разрешается только после достижения расчетного тем­ пературного режима грунта.

vk.Главаcom/club15268505018. Технологияиорганизациястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов577| vk.com/id446425943

18.4. НА ЗЕМ Н Ы Й ЦИКЛ. ОБЩ ЕСТРОИ ТЕЛЬНЫ Е РАБОТЫ

18.4.1. Общие положения Производство общестроительных работ наземного цикла зданий

исооружений наземного нефтегазового объекта включает в себя:

монтаж металлических конструкций;

монтаж сборных железобетонных конструкций;

монтаж ограждающих конструкций;

бетонные работы;

монтаж блочных устройств;

отделочные работы;

устройство полов;

устройство кровель.

Указанные работы следует выполнять в соответствии с рабочим проектом объекта при соблюдении требований соответствующих стандартов, глав СНиП, правил техники безопасности и пожарной безопасности в строительстве, а также требований государственного надзора.

Началу работ по возведению надземной части зданий предшест­ вуют следующие работы:

планировка путей движения грузоподъемных кранов, трамбов­ ка рыхлого грунта;

обозначение подготовленными знаками опасных зон производ­ ства работ;

окончание работ нулевого цикла.

Выполнение работ следует производить по утвержденному ППР,

вкотором предусмотрены:

последовательность установки конструкций;

мероприятия, обеспечивающие требуемую точность установки конструкций;

пространственную неизменяемость конструкций в процессе их установки в проектное положение;

контроль устойчивости частей зданий в процессе возведения. Запрещается начинать работы по возведению надземной части

зданий и сооружений до полного окончания устройства подземных конструкций и коммуникаций и обратной засыпки котлованов и па­ зух с уплотнением грунта до плотности его в естественном состоянии или заданной проектом.

Конструкции надлежит устанавливать в проектное положение по принятым ориентирам (рискам, штырям, упорам, граням и т. д.). Кон­ струкции, имеющие специальные закладные или другие фиксирую­

vk578.com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

щие устройства, устанавливаются по этим устройствам. Устанавливае­ мые монтажные элементы до расстроповки должны быть надежно закреплены. При производстве работ осуществляется производствен­ ный контроль качества строительно-монтажных работ, по окончании работ осуществляется приемочный контроль.

18.4.2. Монтаж металлических конструкций

При возведении каркаса здания необходимо соблюдать следую­ щую очередность и правила установки конструкций.

При поэлементном монтаже:

установить первыми в каждом ряду на участке между темпера­ турными швами колонны, между которыми расположены вер­ тикальные связи, закрепить их фундаментными болтами, а так­ же расчалками, если они предусмотрены в ППР;

раскрепить первую пару колонн связями и подкрановыми бал­ ками, в зданиях без подкрановых балок — связями и распорка­ ми;

установить после каждой очередной колонны подкрановую бал­ ку или распорку;

установить и раскрепить распорками и связями ригели (фермы) покрытия;

балки путем подвесного транспорта следует устанавливать вслед за конструкциями, с которыми они должны быть закреплены.

При монтаже блоками:

собрать, установить и выверить блоки, включающие колонны, вертикальные связи, подкрановые балки и тормозные конструк­ ции;

установить последующие блоки с временными вертикальными связями, закрепляя их с ранее смонтированными блоками под­ крановыми балками или распорками.

Устанавливаются блоки конструкций покрытия, начиная с блока,

вкотором расположены горизонтальные связи между ригелями.

18.4.3.Монтаж сборных железобетонных конструкций

Монтаж сборных железобетонных конструкций зданий, как пра­ вило, производится поэлементно.

Установка стропильных балок в вертикальной плоскости выполня­ ется путем выверки их геометрических осей на опорах относительно вертикали. Выверку подкрановых балок по высоте следует произво­ дить по наибольшей отметке в пролете или на опоре с применением прокладок из стального листа. В случае применения пакета прокла-

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизация строит| vk.ельстваназемныхнефтcom/id446425943егазовыхобъектов579

док они должны быть сварены между собой, а пакет приварен к опор­ ной пластине.

Установка плит перекрытий выполняется по разметке на опорных балках, определяющей их проектное положение. Установка плит по­ крытия производится по закладным деталям в полке стропильных ба­ лок. Плиты перекрытия укладываются на слой раствора толщиной не более 20 мм, плиты покрытия — насухо.

Стеновые панели устанавливаются по закладным деталям на же­ лезобетонных колоннах или заранее размеченным рискам на стро­ пильных колоннах. Выверка панелей должна производиться в плос­ кости стены и в вертикальной плоскости. После проверки правиль­ ности установки конструкций и приемки соединений элементов в узлах сопряжений производится замоноличивание стыков.

Приемку законченных бетонных и железобетонных конструкций оформляют актом по установленной форме.

18.4.4. Монтаж ограждающих конструкций

Стены вертикальной и горизонтальной разрезок монтируются, как правило, с их предварительной укрупнительной сборкой в так назы­ ваемые «карты». При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается поэлементный монтаж. Укрупнительную сборку панелей стен в «карты» необходимо выполнять на стендах в зо­ не действия основного монтажного крана.

Установка «карт» и панелей в плане и по высоте выполняется пу­ тем совмещения установочных рисок, нанесенных на монтируемых и опорных конструкциях. Верх панелей выверяется относительно разбивочных осей. До установки панелей в вертикальные и горизон­ тальные стыки укладываются уплотняющие прокладки. При приемке стен проверяются надежность закрепления панелей, отсутствие по­ вреждений, зыбкости. Промежуточному контролю подлежит тепло­ изоляция стыков между панелями.

Стыки покрытия из металлических панелей, не имеющих гидро­ изоляционного ковра, следует герметизировать металлическими нащельниками, при этом борта верхней обшивки панелей по всей длине должны иметь высоту не менее 60 мм.

18.4.5. Бетонные работы

Дозирование компонентов при приготовлении бетонной смеси сле­ дует производить по массе. Допускается дозирование добавок, вво­ димых в бетонную смесь в виде водных растворов, по объему воды. За­ полнители для бетонов применяются фракционированными и мыты-

vk580Часть1У.com/club152685050. Технологияиорганизациястроителъстванефтегазовыхобъектов| vk.com/id446425943

ми. Запрещается применять природную смесь песка и гравия без рас­ сева на фракции.

Транспортирование и подача бетонной смеси осуществляется спе­ циализированными средствами, обеспечивающими сохранение за­ данных свойств бетонной смеси.

Перед бетонированием все поверхности тщательно очищаются от мусора, грязи, масел, снега, льда, цементной пленки. Бетонную смесь укладывают в бетонируемые конструкции горизонтальными слоями одинаковой толщины без разрывов с последовательным направлени­ ем укладки в одну сторону во всех слоях.

В начальный период твердения бетон необходимо защищать от попадания атмосферных осадков и потери влаги, а далее — поддер­ живать температурно-влажностный режим для создания условий, обеспечивающих нарастание его прочности.

Мероприятия по уходу за бетоном, порядок и сроки их проведе­ ния, контроль за их выполнением и сроки распалубки конструкций должны устанавливаться ППР.

18.4.6. Устройство кровель

Кровельные работы выполняются при температуре от плюс 60 "С до минус 30 "С, при этом производство горячих мастик — не ниже минус 20 "С, с применением составов на водной основе без противоморозных добавок — не ниже 5 "С.

Изоляционные составы и материалы должны наноситься сплош­ ными и равномерными слоями или одним слоем без пропусков и на­ плывов. Каждый слой необходимо укладывать по отвердевшей поверх­ ности предыдущего. Перед нанесением огрунтовочных и изоляцион­ ных составов проводится обеспыливание оснований.

Рулонные изоляционные материалы в случае производства работ при отрицательных температурах необходимо отогреть до темпера­ туры не менее + 15°С, перемотать и доставить к месту укладки в утеп­ ленной таре.

При устройстве рулонной кровли с применением клеящих составов горячие мастики наносятся на огрунтованное основание непосредст­ венно перед наклейкой полотнищ. Холодные мастики следует наносить на основание или полотнище заблаговременно. Каждый слой рулонной кровли следует укладывать после отвердения в предыдущго.

Стеклоткань при устройстве кровли необходимо расстилать без обра­ зования волн после нанесения горячей мастики и покрывать слоем мастики толщиной не менее 2 мм. Последующие слои должны укла­ дываться аналогично после отвердения мастики нижнего слоя.

vk/жша.com/club152685050Ш Технаюгияиоршниэсщияапроительства| vk.com/id446425943щщмныхнефтетзовъособъектов 581

Совмещение транспортной функции

 

С функцией

 

фундамента

рамы

 

соединительной

С функцией наземного

 

конструкции

транспортного средства

агентов

 

С функцией опор для

 

различного оборудования

 

и емкости для рабочих

В

 

 

С функцией водного транс­

 

портного средства и опор

 

для различного оборудования

I

 

 

С функцией опор

 

подшипников

корпуса

С функциями

 

конструкцииВ

трубопровода

других корпусов

 

С функциями опор для

Конструктивная схема

ЧГГ7,

[7

L ■

I.J. ___= -

Z

J d

С функциями водного

1

транспортного средства

—ч_

Рис. 18.4.1. Приучилиольные к о н ст р укт и вн ы е схемы б лочны х

уст ройст в наземных неф т егазовы х объект ов

vk582.com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Рис. 18.4.2. Схемы т ранспорт а, погрузки ,

разгрузки и м онт аж а блочных

уст ройст в: а — н адвиж ка трелевочным

т ракт ором по

инвентарной

эст акаде; б — эст акада с изменяемыми вы сот ой и углом

наклона; 1

Спок; 2 — т рейлер; 3- шпальная клет ка; 4 — инвентарная эст акада; 5

т рос;6 т релевочный т ракт ор; 1 прост ранст венная ф ерм а эст акады

с дом крат ны м и уст ройст вам и; 8 ф ундам ент ; 9 роликовы й стол

vk.com/club152685050Глава 18. Технологияиорганизащтстроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов583| vk.com/id446425943

При устройстве кровли из полимерных составов типа «Кровлелит» и «Вента» их необходимо наносить агрегатами высокого давления, обеспечивающими необходимую плотность, равномерную толщину слоя и прочность сцепления покрытия с основанием не меньше 0,5 МПа.

18.4.7. Монтаж блочных устройств

Основные принципиальные конструктивные схемы блочных уст­ ройств наземных нефтегазовых объектов приведены на рис. 18.4.1.

Выбор методов и определение последовательности монтажа блоч­ ных устройств на фундаменты производится в составе ППР, при этом следует предусматривать, как правило, «монтаж с колес».

Установку блочных устройств на фундамент следует производить

сучетом следующих требований:

главные и строительные оси блочных устройств должны быть при монтаже совмещены с одноименными осями фундаментов;

контроль установки блочных устройств на фундамент должен вы­ полняться с помощью теодолитов, створофиксаторов или других

геодезических приборов.

Примерные схемы транспорта, погрузки, разгрузки и монтажа блочных устройств представлены на рис. 18.4.2.

18.5. НАЗЕМНЫЙ ЦИКЛ. МОНТАЖ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ

18.5.1. Подготовка к производству монтажных работ

В основу организации монтажных работ должен быть положен принцип ведения строительства поточно-совмещенным методом с распределением общего объема работ на параллельно выполняемые работы на отдельных сооружениях — захватки.

Совмещенный график производства работ, взаимоувязывающий сроки строительной готовности, производства монтажных работ, ис­ пытаний и пусконаладочных работ, разрабатывается в составе ППР на комплекс работ по сооружению объекта.

Комплекс работ по монтажу технологического оборудования и тру­ бопроводов включает в себя следующие виды работ:

подготовительные;

монтажные;

сборочно-сварочные;

изоляционные;

испытания металлоконструкций.

vk.584com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Перед монтажом оборудования производится его внешний осмотр без разборки на узлы и детали, при этом проверяют:

соответствие оборудования проекту и заводской документации;

комплектность;

отсутствие повреждений, сохранность окраски, консервирую­ щих спецпокрытий, сохранность пломб.

Оборудование, узлы трубопроводов и трубы, материалы и т. д. транспортируются в зону монтажа на стреле трубоукладчика, авто­ мобильным транспортом, на прицепах, трейлерах.

18.5.2. Изготовление укрупненных узлов трубопроводов

Схема вариантов организации изготовления и монтажа узлов тех­ нологических трубопроводов приведена на рис. 18.5.1.

Трубы, детали, материалы, узлы должны удовлетворять требова­ ниям стандартов, технических условий и иметь сертификаты или пас­ порта заводов-изготовителей. Перед монтажом необходимо осмотреть поверхность труб, соединительных деталей, проверить соответствие маркировки сертификатам.

Наружный диаметр, толщина стенки и геометрические харак­ теристики труб должны соответствовать требованиям ТУ постав­ ки, проекту и рабочим чертежам. Поступившие от изготовителя узлы трубопроводов должны иметь акт на изготовление или пас­ порт.

Перед резкой или сваркой труб с заводским изоляционным по­ крытием изоляцию в этих зонах необходимо удалить (полиэтилено­ вую — не менее чем на 100 мм, эпоксидную — не менее чем на 50 мм от кромки трубы или места реза).

К изготовленным узлам на базе монтажной организации прилага­ ется следующая документация:

копии сертификатов на материалы (трубы, металл, электроды, сварочная проволока);

журнал сварочных работ, номера удостоверений сварщиков,

клейм, результаты контрольных испытаний с приложением схе­ мы сварочных соединений и протоколов термической обработ­ ки (если требуется); *

• акты гидравлических испытаний (если они проводились).

18.5.3. Монтаж технологического оборудования

Оборудование транспортируется в зону монтажа на стреле трубо­ укладчика, автомобильным транспортом, на прицепах, трайлерах. Гра­ фики подачи оборудования и материалов с площадок складирования

vk.Главаcom/club15268505018. Технологияиортниэаирястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов585| vk.com/id446425943

или подготовки в зону монтажа разрабатываются в увязке с графика­ ми монтажных работ в составе ППР.

Рис, 18.5Л, С хем а ва р и а н т о в орган и зац и и и згот овлен и я и монт аж а

узл о в т ех н о л о ги ч еск и х т р уб о п р о в о д о в : а — и зго т о вл ен и е , с б о р к а

и монт аж п о м ест у; 6 — и з г о т о в л е н и е н а за в о д е; сборка и монт аж п о м ест у; в и зго т о в л е н и е и ук р у п н е н и е н а за в о д е и п о л и го н е; монт аж по м ест у

vk.586com/club152685050Часть IV Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Крупногабаритное, тяжеловесное оборудование подается для мон­ тажа непосредственно к месту начала подъема. Оборудование и дру­ гие конструкции подаются в зону монтажа на специально отведенные площадки.

Для производства монтажных работ площадка должна быть сплани­ рована, рыхлый грунт утрамбован. Площадки для стоянки и передви­ жения грузоподъемных механизмов должны быть подготовлены согласно паспортным данным механизмов.

Выверка оборудования на фундаменте производится в соответствии с указаниями в документации предприятия-изготовителя и рабочими чертежами. Установка оборудования на временных опорных элементах должна обеспечивать отсутствие деформаций и надежность его закрепления до подливки.

Непосредственно после монтажа оборудования выполняется мон­ таж металлоконструкций проектных площадок обслуживания.

18.5.4. Монтаж трубопроводов

Принципиальная схема мобильной установки для сборки и сварки технологических трубопроводов приведена на рис. 18.5.2.

Рйс. 18.5.2. Мобильнаяустановкадлясборки и сваркитехнологических трубопроводовназемныхсооружений: 1— вращатель, 2— опорная тележка;3—портал;4— сварочнаяголовка;5—монтажныйстол

Трубопроводы присоединяются только к закрепленному на опорах оборудованию. Соединять трубопроводы с оборудованием следует без перекоса и дополнительного натяжения. Неподвижные опоры закреп­ ляют к опорным конструкциям после соединения трубопроводов с обо­ рудованием.

После укладки в траншею трубопровод должен опираться на мате­ риковый (нетронутый) или утрамбованный грунт. Обратная засыпка траншеи производится в два приема:

vkГлава.com/club15268505018. Технолоптиорганизациястроителъствашзшныхнефтегазовыхобъектов51| vk.com/id446425943

присыпка, подбивка пазух и частичная засыпкатраншеи на высо- туО,25—0,3 м над верхом трубы;

окончательная засыпка траншеи.

При монтаже надземных трубопроводов должно обеспечиваться опирание их на все проектные опоры.

18.5.5. Сварочные работы

Для проведения сварочных работ допускается применение только тех марок электродов, которые прошли контроль при приемке от по­ ставщиков и проверку качества перед их применением.

При выполнении сварочно-монтажных работ необходимо соблю­ дать следующие требования:

♦ соединение разнотолщинных труб одного и того же диаметра, труб с деталями трубопроводов (тройники, переходы, отводы) до­ пускается при условии, если разность толщин стенок стыкуемых элементов, максимальная из которых более 12 мм, не превыша­ ет 3 мм; если разность толщин стенок стыкуемых элементов, максимальная из которых 12 мм и менее, не превышает 2,5 мм;

соединение труб с запорной арматурой разрешается при условии, что толщина свариваемой кромки патрубка арматуры не превы­ шает 1,5 толщины стенки стыкуемой с ней трубы в случае специ­ альной подготовки кромок патрубка арматуры в заводских усло­ виях;

если специальная разделка кромок патрубка арматуры выполнена не в заводских условиях, а также когда толщина свариваемой кром­ ки превышает 1,5 толщины стенки стыкуемой с ней трубы, соедине­ ние следует производить путем вварки между стыкуемой трубой и арматурой специального переходника или переходного кольца;

смещение кромок при сварке разностенных труб, измеряемое по наружной поверхности, допускается на величину до 20% тол­

щины стенки трубы, но не более 3 мм; ♦ для обеспечения требуемого зазора или соосности труб запре­

щается натягивать трубы, изгибать их силовыми методами или нагревать за пределами зоны сварного стыка, а также категори­ чески запрещается вваривать любые присадки.

Технология и режимы сварки по различным трубопроводам ука­ зываются в проекте производства работ на монтажные работы. Свар­ ные соединения трубопроводных систем наземных нефтегазовых объектов подвергаются:

♦ систематическому операционному контролю в процессе сборки и сварки;

vk588Часть.com/club152685050TV. Технологияиорганизациястроительстванефтегазовыхобъект^| vk.com/id446425943

внешнему осмотру и замеру геометрических размеров сварных соединений, регламентированных соответствующими норматив­ ными документами;

неразрушающему контролю физическими методами.

Методы контроля сварных соединений определяются ППР, в ко­ тором должны быть разработаны технологические карты контроля трубопроводов наземного объекта.

18.5.6. Изоляционные работы

На наземных нефтегазовых объектах выполняются следующие виды изоляционных работ: антикоррозийная изоляция; тепловая изо­ ляция; противошумовая изоляция. Вид изоляционного материала и конструкция покрытия (в том числе защита изоляции от механиче­ ских повреждений) определяются проектом.

Производство изоляционных работ включает в себя:

подготовку и приемку изоляционных материалов;

сушку или подогрев изолируемых поверхностей;

очистку изолируемых поверхностей от грязи, металлических

брызг и т. д., грунтовку поверхностей (при необходимости);

нанесение изоляционного и защитного покрытий;

контроль качества покрытия.

После нанесения изоляции производится визуальный контроль, ре­ зультаты которого заносятся в журнал, при этом основными контро­ лируемыми параметрами являются:

число слоев ленты и обертки, которое должно соответствовать указаниям в проекте;

нахлест витков, который при однослойном покрытии должен

быть не менее 3 см, при двухслойном — 50% ширины плюс 3 см;

• сплошность покрытия — отсутствие пропусков изоляционного покрытия (неизолированных мест) трубопровода.

Для изоляции сварных стыков применяются термоусадочные муф­ ты или манжеты, состоящие из термоусаживающейся полиэтилено­ вой основы со слоем термоплавкого клея на внутренней стороне. Техно­ логия изоляции стыков труб термоусадочными муфтами включает

всебя следующие основные операции:

свободное надевание муфты вместе с упаковкой на концы тру­ бы до сварки стыка;

механическую очистку изолируемой поверхности после сварки и контроля стыка;

снятие упаковки, подогрев стыка и надевание муфты на стык

снахлестом не менее 7,5 см;

Главаvk.com/club15268505018. Технологияиорганизацияапроителъапваназемныхнефтегазовыхобъектов589| vk.com/id446425943

центровку и термоусадку муфты с прикаткой ее к изолируемой поверхности;

контроль качества покрытия в зоне сварного стыка. Правильная усадка муфты должна обеспечивать равномерное и

плотное обжатие поверхности сварного соединения, а из-под нахлеста муфты должен выступить клей.

По окончании изоляционных работ осуществляется приемочный контроль качества изоляции.

18.5.7. Испытания оборудования и трубопроводов объекта

Весь комплекс работ по испытаниям выполняет строительно-мон­ тажная организация под руководством комиссии, состоящей из пред­ ставителей строительно-монтажной организации, генподрядчика, за­ казчика. На время проведения работ по испытаниям в распоряжение комиссии выделяется необходимое количество людских и материаль­ но-технических ресурсов.

Персонал, занятый испытаниями, должен быть обеспечен необхо­ димым инструментом, транспортом, оборудованием, инвентарем, спецодеждой, средствами связи и индивидуальной защиты.

Аппараты, поступающие на строительную площадку полностью со­ бранными и испытанными на предприятии-изготовителе, индивиду­ альным испытаниям на прочность и герметичность дополнительно не подвергаются.

Механическое оборудование следует подвергать испытаниям на холостом ходу с проверкой соблюдения требований, предусмотрен­ ных техническими условиями предприятия-изготовителя. Результа­ ты испытания заносятся в акт.

Для проведения работ по гидравлическому испытанию технологи­ ческих трубопроводов разрабатывается специальная инструкция, которая предусматривает:

заполнение трубопроводов водой;

гидравлическое испытание на прочность;

проверку на герметичность гидравлическим способом;

удаление воды.

Испытанию подвергаются трубопроводы, полностью законченные монтажом, собранные на опорах, с врезанными штуцерами, бобыш­ ками, карманами для КИПиА, спускниками, воздушниками и т. п. Трубопроводы должны испытываться гидравлическим способом при положительной температуре.

Проведение гидравлического испытания трубопроводов при отри­ цательных температурах окружающего воздуха допускается лишь при

vk590.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

осуществлении мероприятий по предохранению от замерзания зака­ чивающейся в трубопровод жидкости, разработанных в ППР и согла­ сованных с заказчиком.

Трубопроводы считаются выдержавшими испытание на прочность, если за время испытания давление осталось неизменным. Трубопро­ воды считаются выдержавшими испытание на герметичность, если не были обнаружены утечки, а изменение давления за время испыта­ ний отвечает расчетным поправкам в соответствии с изменением тем­ пературы.

Сведения о результатах испытания заносятся в акт. На период испытаний необходимо вести журнал работ, в который заносятся все указан и я ком иссии по испы таниям , результаты замеров давления и т. и.

Измерительные приборы и оборудование, используемые при ис­ пытаниях, подлежат метрологическому контролю. Записывающую аппаратуру необходимо проверять перед каждым испытанием.

18.6. НАЗЕМНЫЙ ЦИКЛ. ЭЛЕКТРОМОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ

При производстве электромонтажных работ (ЭМР) предпочтитель­ но применение узлового и комплектно-блочного оборудования, при­ менение двухстадийного процесса ведения ЭМР для уменьшения сро­ ков выполнения работ.

На первой стадии параллельно с другими строительно-монтажны­ ми работами общего назначения выполняются работы по установке опорных конструкций для монтажа кабелей и троллеев, прокладыва­ ются провода скрытой проводки; на второй стадии производится мон­ таж оборудования, кабелей, троллеев и их подключение. На неболь­ ших и удаленных объектах ЭМР проводятся в одну стадию.

Рассмотрим особенности отдельных видов электромонтажных работ. Воздушные линии электропередачи, прожекторные мачты и мол­ ниеотводы. Работы по сборке и установке выполняются в следующем

порядке:

развозка по пикетам стоек, металл оконструкций*изоляторов, сцепной арматуры;

сборка опор (прожекторных мачт, молниеотводов);

проверка вертикальности приваренных к траверсам штырей;

проверка изоляции штыревых и подвесных изоляторов — не менее 300 МОм мегомметром 2,5 кВ. Крюки и штыри перед установкой изоляторов покрываются горячей олифой или асфальтовым лаком. Штыревые изоляторы прочно наворачиваются на полиэтилено­

vk.com/club152685050Глава 18. Технологияиорганизациястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъектов591| vk.com/id446425943

вые колпачки, одетые на штыри (крюки). Детали сцепной армату­ ры должны быть зашплинтованы. Пальцы и замки подвесной ар­ матуры должны располагаться так, чтобы исключить самопроиз­ вольное выпадение. Гайки металлоконструкций должны быть затянуты до отказа и закернены от самоотвинчивания;

бурение ям;

установка опор;

проверка правильности установки опор: отклонение от верти­ кальной оси — 1/150 высоты опоры, отклонение от створа ли­ нии — до 100 мм, отклонение в установке траверс — 1/100 дли­ ны траверсы по вертикальной и горизонтальным осям;

засыпка пазух после выравнивания опоры, заделка раствором. Электроосвещение. Прокладка кабелей рабочего и аварийного

(эвакуационного) освещения производится раздельно. Совместная прокладка кабелей рабочего и аварийного освещения разрешается только кабелями 660 и 1000 В в следующих случаях:

при прокладке в осветительном коробе, на котором устанавли­ ваются светильники;

при креплении кабелей к общему тросу с условием выдержива­

ния расстояния между кабелями 20 мм.

Приемо-сдаточная документация содержит рабочий проект с вне­ сенными изменениями, заверенный исполнителем, протокол провер­ ки сопротивления изоляции, акт проверки освещения на световой эффект.

Электроналадочные работы. Работы по электротехническим устрой­ ствам выполняются в 4 этапа:

1. Изучение проекта, документации заводов-изготовителей; подго­ товка приборов и испытательного оборудования; оснащение вре­ менной электролаборатории.

2.Проведение пусконаладочных работ, совмещенных с электро­ монтажными работами, с подачей напряжения по временной схеме для проверки и испытания смонтированного оборудова­ ния, кабельных линий, заземления и настройки защит. Электро­ монтажная и пусконаладочная организации совместно разраба­ тывают план мероприятий и график совмещенного производстваработ. По окончании 2-го этапа пусконаладочная организация передает заказчику протоколы проверок, испытаний и настройки электрооборудования.

3.Введение эксплуатационного режима после подачи напряжения по постоянной схеме. Данный этап относится к работам, произ­ водимым в действующих электроустановках. Пусконаладочная

vk5924ac.com/club152685050bIV. Технологияиорганизациястроителъстванефтегазовыхобъектов| vk.com/id446425943

организация производит настройку параметров, уставов защиты и характеристик электрооборудования, опробование схем управления, защиты и сигнализации, опробование оборудования на холостом ходу.

4. Комплексное опробование электрооборудования на холостом ходу и под нагрузкой. Заказчику передается полный комплект пусконаладочной документации. Оформляется акт приемки пуско­ наладочных работ.

18.7. НАЗЕМНЫЙ ЦИКЛ. ВОДОСНАБЖЕНИЕ, КАНАЛИЗАЦИЯ, ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ, ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ

Водоснабжение и канализация. Водопроводные сети в зданиях вы­ полняются из оцинкованных труб. Сантехнические приборы присо­ единяются к стальным трубам латунными выпусками. Воздушные кла­ паны на трубопроводах холодного и горячего водоснабжения следует устанавливать в наивысших точках.

Глубина заложения трубопроводов измеряется для напорных трубо­ проводов от верха трубы, а для самотечных трубопроводов — от дна трубы.

Стояки и водотоки внутри зданий укладываются в шахты инженер­ ных коммуникаций, каналы или выемки.

Водосточные воронки должны быть выполнены морозоустойчивы­ ми, а где необходимо, должны снабжаться отопительными система­ ми. Дождевую и талую воду надлежит отводить в дождевую сеть.

Все трубопроводы холодной воды, в том числе проложенные внут­ ри зданий трубы дождевой канализации, должны быть защищены от конденсирующейся воды. В местах прохождения по стенам и пере­ крытиям трубопроводы должны быть обернуты несгораемыми изо­ лирующими оболочками. Трубопроводы в санитарно-технических узлах, которые позже становятся недоступными, должны быть защи­ щены с особой тщательностью.

Теплоснабжение, отопление и вентиляция. Монтаж систем тепло­ снабжения, отопления и вентиляции выполняется преимущественно индустриальным методом — из узлов трубопроводов, воздуховодов и оборудования, поставляемого комплектно, крупными блоками.

До начала монтажа отопления и вентиляции должны быть выполне­ ны следующие работы:

• устройство фундаментов или площадокдля установки котлов, водоподогревателей, насосов, вентиляторов, кондиционеров, дымосо-

vk.com/club152685050'Г — --------------- 393 | vk.com/id446425943

Гмхва

сов, калориферов и другого оборудования; возведение строитель­ ных конструкций вентиляционных камер приточных систем;

• устройство гидроизоляции в местах установки кондиционеров, приточных вентиляционных камер, мокрых фильтров; устрой­ ство полов (или соответствующей подготовки) в местах установ­ ки отопительных приборов на подставках и вентиляторов, уста­ навливаемых на пружинных виброизоляторах, а также «плаваю­ щих» оснований для установки вентиляционного оборудования;

• устройство опор для установки крышных вентиляторов, выхлоп­ ных шахт и дефлекторов на покрытиях зданий, а также опор под трубопроводы, прокладываемые в подпольных каналах и техни­ ческих подпольях;

• подготовка отверстий, борозд, ниш и гнезд в фундаментах, сте­ нах, перегородках, перекрытиях и покрытиях, необходимых для прокладки трубопроводов и воздуховодов;

• нанесение на внутренних и наружных стенах всех помещений вспомогательных отметок, равных проектным отметкам чисто­ го пола плюс 500 мм;

• установка оконных коробок, а в жилых и общественных зданиях также подоконных досок;

• оштукатуривание (или облицовка) поверхностей стен и ниш в мес­ тах установки отопительных приборов, прокладки трубопрово­ дов и воздуховодов, а также оштукатуривание поверхности бо­ розд для скрытой прокладки трубопроводов в наружных стенах;

подготовка монтажных проемов в стенах и перекрытиях для по­ дачи крупногабаритного оборудования и воздуховодов;

установка в соответствии с рабочей документацией закладных деталей в строительных конструкциях для крепления оборудо­ вания, воздуховодов и трубопроводов;

остекление оконных проемов в наружных ограждениях, утепле­ ние входов и отверстий.

Строительные специальные работы в вентиляционных камерах вы­

полняются в следующем порядке:

• подготовка подпола, устройство фундаментов, оштукатуривание стен и потолков;

устройство монтажных проемов, монтаж кран-балок;

работы по устройству вентиляционных камер;

гидроизоляция перекрытий;

установка калориферов с обвязкой трубопроводами;

монтаж вентиляционного оборудования и воздуховодов, а так-

vk.com/club152685050594 Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

испытание поддона камеры орошения наливом воды;

изоляционные работы (тепло- и звукоизоляция);

отделочные работы (в том числе заделка отверстий в перекры­ тиях, стенах и перегородках после прокладки трубопроводов и воздуховодов), устройство полов.

18.8. НАЗЕМНЫЙ ЦИКЛ. УСТРОЙСТВО ЭЛЕКТРОХИМЗАЩИТЫ

Электрохимическая защита устраивается на подземных техноло­ гических и вспомогательных трубопроводах наземных объектов. Ра­ боты по сооружению системы электрохимзащиты выполняются в со­ ответствии с проектом. Монтаж всех средств системы электрохимза­ щиты выполняется согласно требованиям норм по строительству магистральных и промысловых трубопроводов «Средства и установ­ ки электрохимзащиты». Кабели и провода, вводимые в установки за­ щиты, необходимо предварительно промаркировать в соответствии с проектной документацией с соблюдением правил СНиП 3.05.06-85 «Электротехнические условия».

Анодные заземления кабельного типа прокладываются в одной траншее с защищаемыми трубопроводами. Укладка анода выполня­ ется после опуска трубы у стенки траншеи. Перед засыпкой траншеи кабельный анод следует покрыть мягким грунтовым слоем 0,2 м.

При монтаже протяженных анодов должны соблюдаться следую­ щие требования:

наружная оболочка анода не должна соприкасаться с защищае­ мой трубой, минимальное расстояние между ними — 0,2 м;

расстояние между анодом и другими подземными стальными со­ оружениями должно быть не менее 0,5 м;

радиус изгиба анода должен быть не менее 100 диаметров анода. По окончании монтажа системы электрохимзащиты выполняется

контроль производимых работ. Контролируется:

• сила тока в цепи труба—земля для изолированного трубопро­ вода; »

разность потенциалов труба—земля;

удельное электрическое сопротивление грунта.

Для проведения контроля используются амперметр, вольтметр, из­ мерители заземления, омметры, измерительные мосты. Приемка за­ конченной строительством системы электрохимзащиты оформляет­ ся актом. Дополнительная информация по технологиям электрозащи­ ты приведена в главе 17.

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганиза.1хиястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов595| vk.com/id446425943

18.9. НАЗЕМНЫЙ ЦИКЛ. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ

ПРОЦЕССАМИ

При выполнении работ по монтажу и наладке систем автоматиза­ ции следует руководствоваться соответствующими главами СНиП и требованиями проекта монтажа. Работы выполняются в соответствии с утвержденной проектно-сметной документацией, ППР и техниче­ ской документацией предприятий-изготовителей.

В составе общей организационно-технологической подготовки опре­ деляются заказчиком и согласуются с подрядчиком:

условия комплектации объекта приборами, средствами автома­ тизации, изделиями и материалами;

перечень приборов, средств автоматизации, агрегатных и вычис­ лительных комплексов АСУ ТП, монтируемых с привлечением шефмонтажного персонала предприятий-изготовителей;

условия транспортировки блоков, щитов, пультов, групповых уста­ новок приборов, трубных блоков к месту монтажа.

Всоставе ППР на монтаж систем автоматизации должны быть:

определены сроки строительства специальных помещений для систем автоматизации;

определены технологические линии, узлы, блоки и сроки их пе­ редачи под индивидуальные испытания после выполнения мон­ тажа систем автоматизации;

предусмотрено использование основных строительных машин, находящихся у подрядчика, для перемещения крупногабарит­ ных узлов, щитов и блоков;

предусмотрены постоянные или временные сети, подводящие к объекту электрическую энергию, воду, сжатый воздух с устрой­ ствами для подключения оборудования;

предусмотрены мероприятия, обеспечивающие защиту прибо­ ров и средств автоматики от влияния атмосферных осадков, грунтовых вод и низких температур, от загрязнения и повреж­ дения.

Работа по монтажу систем автоматизации осуществляется в два этапа. На п ервом эт а п е выполняются:

заготовка монтажных конструкций, узлов и блоков элементов электро­ проводок и их укрупнительная сборка вне зоны монтажа;

разметка трасс и установка опорных и несущих конструкций для

электрических и трубных проводок. На вт ором эт а п е выполняются:

vk596Часть.com/club152685050ТУ. Технологияиорганизациястроителъстванефтегазовыхобъекг| vk.com/id446425943

• прокладка труб и электротехнических проводок по установлен­ ным конструкциям, установка щитов, стативов, пультов и средств автоматизации;

• подключение к щитам, пультам и т. п. трубных и электрических проводок.

Смонтированные приборы и средства автоматизации, щиты и пуль­ ты, конструкции электрических и трубных проводок присоединяют­ ся к контуру заземления.

В монтаж должны приниматься приборы и средства автоматиза­ ции, прошедшие стендовую проверку, оформленную протоколом.

На все скрытые работы, выполняемые при монтаже, оформляют­ ся соответствующие акты, которые являются неотъемлемой частью акта окончания монтажных работ. К скрытым работам при производ­ стве монтажных работ по КИПиА относятся:

прокладка кабеля в траншеях и лотках;

укладка защитных трубопроводов для электрических проводок в элементы зданий и сооружений;

установка измерительных дроссельных органов всех типов и размеров;

установка регуляторов, сигнализаторов, измерителей уровня, по­ мещенных внутри технологических аппаратов;

установка первичных приборов на трубопроводах, аппаратах и агре­

гатах, заключаемых в общие термоизоляционные кожухи и др. При производстве пусконаладочных работ систем управления авто­

матизированными процессами соблюдаются требования проекта и технологического регламента вводимого в эксплуатацию объекта, «Правил устройств электроустановок» (ПЭУ), «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТЭ) и «Правил по технической безопасности при эксплуатации электроустановок по­ требителей» (ПТБ).

При сдаче систем автоматизации в эксплуатацию оформляется акт «Приемки в эксплуатацию систем автоматизации».

18.10. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЙ ПЕРИОД. БЛАГОУСТРдЙСТВО ТЕРРИТОРИИ

Работы по благоустройству территории выполняются в соответст­ вии с рабочими чертежами и проектом производства работ, с соблю­ дением технических требований СНиП и включают в себя устройст­ во внутриплощадочных автомобильных дорог, проездов и площадок; озеленение территории; устройство огряды

vkГлава.com/club15268505018. Технология и организация строительства| vk.com/id446425943наземных нефтегазовых объектов 597

Устройство различных типов покрытий проездов, тротуаров и пло­ щадок допускается на любых устойчивых подстилающих грунтах, несу­ щая способность которых изменяется под воздействием природных фак­ торов не более чем на 20%. Покрытия выполняются из монолитного до­ рожного бетона, сборных железобетонных дорожных плит, а также из асфальтобетонных смесей.

А сф альт обет он н ы е п окры т и я укладываются только в сухую по­ году. При устройстве асфальтобетонных покрытий следует проверять температуру смеси при укладке и уплотнении, ровность и толщину уложенного слоя, достаточность уплотнения смеси, качество сопря­ жения кромок полос, соблюдение проектных параметров.

Бет онны е монолит ные покрыт ия устраиваются на песчаном осно­ вании, уплотненном до коэффициента плотности не ниже 0,98.

П ли т ы сборны х п окры т ий , проездов, тротуаров и площадок сле­ дует укладывать на заранее подготовленное основание. Бортовые камни следует устанавливать на грунтовом уплотненном или бетон­ ном основании с присыпкой грунтом с наружной стороны или укреп­ лением бетоном. Борт должен повторять проектный профиль по­ крытия.

Возможность использования грунтов в качестве подстилающих должна быть указана в проекте и подтверждена строительной лабо­ раторией. Растительный грунт, используемый для озеленения терри­ тории, должен заготавливаться путем снятия верхнего покрова земли на глубину 7—20 см и складироваться в специально выделенных мес­ тах. Пригодность растительного грунта для озеленения определяется лабораторными анализами.

П о ст о ян н ы е и вр ем ен н ы е о гр а д ы устраиваются с учетом следую­

щих требований:

ограды из проволоки, натягиваемой по стойкам, монтируются, начиная с установки угловых диагональных и крестовых связей между стойками. Крестовые связи между стойками устанавли­ ваются не более чем через 50 м;

ограды из стальной сетки выполняются в виде секций, устанавли­ ваемых между стойками. Секции к стойкам следует крепить приваркой к закладным частям;

Приемка оград осуществляется путем проверки прямолинейно­ сти и вертикальности ограды. Не допускаются отклонения в поло­ жении всей ограды и отдельных ее элементов в плане по вертикали и по горизонтали более чем на 20 мм, а также наличие дефектов, сказывающихся на эстетическом восприятии ограды или ее проч­ ности.

vk598.com/club152685050Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Работ ы по озеленению выполняются только после расстилки расти­ тельного грунта, устройства проездов, тротуаров, дорожек, площадок и оград и уборки остатков строительного мусора.

18.11. ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

Контроль за соблюдением охраны труда и техники безопасности в ор­ ганизациях, участвующих в строительстве наземных объектов, осуще­ ствляют инженеры по технике безопасности, а также технические ин­ спекторы отраслевых профсоюзов и специального государственного надзора. Государственный надзор и контроль осуществляют службы:

Федеральная служба по надзору в сфере защиты прав потреби­ телей и благополучия человека (Госсанэпиднадзор);

Федеральная служба энергетического надзора (Госэнергонадзор);

Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (Госгортехнадзор);

Государственный пожарный надзор МЧС России (Госпожнадзор).

Цели и задачи техники безопасности при строительстве наземных объектов включают в себя следующие факторы:

исключение несчастных случаев и заболеваний в процессе вы­ полнения любых работ;

обеспечение условий безопасного труда и здоровья для рабочих иИТР;

выполнение требований федеральных законов в части охраны труда и здоровья работников;

постоянный и непрерывный контроль соблюдения правил и про­ цедур техники безопасности;

постоянное обсуждение вопросов техники безопасности на всех совещаниях и разработка месячных и еженедельных планов по

выполнению мероприятий по охране труда и здоровья работников. Основными причинами несчастных случаев, возникающих в про­

цессе строительства, являются: »

пренебрежение к выполнению правил безопасности;

недостаточная профессиональная подготовка;

выполнение работ не по специальности и допуск к работам без должного инструктажа по технике безопасности;

нарушение технологии производства работ, требований проек­ та производства работ и технологических карт при выполнении строительно-монтажных работ;

vk.Главаcom/club15268505018. Технологияиорганизациястроителъстваназемныхнефтетазовыхобъектов599| vk.com/id446425943

отсутствие средств коллективной и индивидуальной защиты ра­ ботающих;

нарушение правил эксплуатации строительных машин, монтаж­ ных приспособлений, ручного инструмента и машин;

неисправности или конструктивные недостатки строительных машин, а также монтируемых конструкций и деталей;

нарушение трудовой и производственной дисциплины;

воздействие неблагоприятных факторов окружающей среды. До начала производства основных работ должны быть выполнены

подготовительные мероприятия, предусматривающие ограждение опасных зон, размещение площадокдля складирования конструкций и изделий, выбор системы освещения места строительства, проходов, проездов и рабочих мест, обеспечение рабочих питьевой водой и ор­ ганизацию санитарно-технического и бытового обслуживания рабо­ тающих, т. е. создание безопасных условий труда.

Окончание подготовительных работ на строительной площадке должно быть принято по акту о выполнении мероприятий по безопас­ ности труда, оформленному в надлежащем порядке (акт о соответст­ вии выполненных внеплощадочных и внутриплощадочных подгото­ вительных работ требованиям безопасности труда и готовности объ­ екта к началу строительства).

Постоянный контроль соблюдения техники безопасности осуще­ ствляет инженер по технике безопасности. В качестве других прове­ ряющих лиц могут выступать представители заказчика, страховых компаний и федеральных контрольных служб. Представитель заказ­ чика должен быть уведомлен об их прибытии.

Подрядчик разрабатывает правила, инструкции и руководства по технике безопасности и охране труда и согласовывает их с заказчи­ ком. Весь персонал, работающий в этом проекте, включая работни­ ков подрядчика, обязан выполнять требования этих документов. Ра­ ботники обязаны ознакомиться с документами и подписать деклара­ цию об ознакомлении с руководством по технике безопасности.

18.12. КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ КАЧЕСТВОМ СТРОИТЕЛЬСТВА

Для обеспечения высокого качества строительства наземных нефте­ газовых объектов в составе подрядной организации создается служба (участок) контроля качества, включающая и строительную лаборато­ рию. Основным ориентиром для службы должны являться стандарты ISO 9000: 2000. Служба контроля выполняет следующие функции:

vk.600com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

осуществляет надзор за организацией и проведением всех видов производственного контроля качества строительно-монтажных работ (входного, операционного и приемочного);

осуществляет инспекционный контроль качества строительно­ монтажных работ;

производит приемку подготовленных к освидетельствованию скрытых работ на строящихся объектах;

осуществляет контроль за соблюдением технологических про­ цессов, своевременным проведением лабораторных испыта­ ний, а также за метрологическим и геодезическим обеспече­ нием работ;

контролирует полноту и достоверность ведения производствен­ ной и исполнительной документации;

осуществляет контроль за соблюдением предписаний техниче­ ского надзора заказчика, авторского надзора проектной органи­ зации, за устранением выявленных дефектов;

проводит своевременную проверку и организует ремонт лабо­ раторного оборудования и геодезических инструментов;

осуществляет контроль качества сварных соединений.

Входной контроль поступающих материалов проводится на стан­ циях разгрузки (станциях назначения), на приобъектных складах и

впроцессе строительства.

Впроцессе строительства осуществляется пооперационный конт­ роль и ежесменная индивидуальная проверка выполненных работ

спринятием мер по исправлению обнаруженных дефектов и откло­ нений от нормируемых допусков. Результаты ежесменной приемки по качеству фиксируются в специальных журналах.

Кроме указанного контроля качества строительно-монтажных ра­ бот, может проводиться технический контроль заказчика и незави­ симый технический надзор за строительством объектов.

18.13. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Основные требования по защите окружающей среды при проекти­ ровании и строительстве нефтегазовых объектов приведены в главе 6. Здесь же приведем общие положения.

Под окружающей природной средой понимается вся совокупность природных элементов и их комплексов в зоне строительства и на при­ легающих к ней территориях.

Различают две группы мероприятий по охране окружающей среды:

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъектов601| vk.com/id446425943

меры, принимаемые для защиты природы за пределами строи­ тельной площадки, обеспечивающие полное предотвращение эко­ логических повреждений;

меры снижения или минимизации отрицательных последствий строительства на площадке.

Вподготовительный период строительства необходимо макси­ мально сократить площадь временно отчуждаемых земель, что до­ стигается:

отказом от временных перевалочных баз с использованием дей­ ствующих прижелезнодорожных складских территорий;

максимальным использованием существующей автодорожной сети для организации подъездов к объектам;

применением рациональных компоновочных решений при ор­ ганизации временных жилых городков или их полное упраздне­ ние с размещением строителей в действующем жилом фонде, на­ ходящемся вблизи объектов строительства;

минимизацией площадей необходимой складской зоны и времен­ ных хозяйственно-административных зданий.

Одним из мероприятий по охране окружающей среды следует счи­ тать опережающее строительство запроектированных подъездных дорог и канализационно-очистительных сооружений с целью задей­ ствования их в начальный период строительства.

С целью уменьшения загрязнения окружающей среды должны предусматриваться следующие мероприятия:

комплектация парка техники строительными машинами с уче­ том значений удельных выбросов вредных веществ в атмосфе­ ру их силовыми установками;

осуществление запуска и прогрева двигателей транспортных средств, строительных машин по утвержденному графику с обя­ зательной диагностикой выхлопа по загрязняющим веществам;

организация в составе каждого строительного потока ремонт­

ных служб с отделением по контролю за неисправностью топ­ ливных систем двигателей внутреннего сгорания и диагности­ рованию их на допустимую степень выброса вредных веществ

ватмосферу;

запрещ ение оставлять технику с работающими двигателями

вночное время;

согласование с местными природоохранными органами условий работы техники (места и времени работы транспорта в течение года, количества выбросов двигателей, источников и шумовых воздействий на фауну);

vk602.com/club152685050ЧастьГУ. Технология иорганизациястроителъстванефтегазовыхобъекг\<| vk.com/id446425943

♦ использование для снижения шума усовершенствованных конст­ рукций глушителей, защитных кожухов и капотов с многослой­ ными покрытиями из резины, поролона и др.

В составе служб Генерального подрядчика (менеджера проекта) должна быть организована экологическая служба, в обязанности ко­ торой входит контроль за выбросами и сбросами технологических (во время пуско-наладки, испытаний и др.) и строительных отходов и обес­ печение природоохранных мероприятий по согласованному регламен­ ту с заказчиком.

По окончании строительства должно быть обеспечено максималь­ но возможное первоначальное состояние ландшафта с учетом требо­ ваний местных ведомств. С этой целью производится:

высадка деревьев и кустарников, посев травы;

соответствующее оформление насаждений с учетом местного стиля.

18.14. О РГА Н И ЗА Ц И Я С О О Р У Ж Е Н И Я К О М П РЕ С С О РН Ы Х

СТА Н Ц И Й

18.14.1.Общие положения

Комплекс работ по сооружению КС делится натри периода (этапа):

подготовительный, включающий организационно-технологиче­ скую подготовку, подготовительные работы;

подземный (нулевой цикл), включающий прокладку части посто­ янных подъездных путей, входящих в первую очередь строитель­

ства, а также частей зданий и сооружений ниже нулевой отметки; ♦ надземный, включающий строительство зданий и сооружений,

входящих в первую очередь строительства.

Деление строительных работ на периоды позволяет совмещать вы­ полнение ряда работ, определять оптимальную длительность работ и продолжительность всего строительства, выполнять работы по уклад­ ке сетей инженерных коммуникаций, по забивке свай, бетонные и железобетонные работы, монтаж сборных бетонных, железобетонных и стальных конструкций, стеновых и кровельных панелей поточно­ специализированными звеньями или бригадами.

В табл. 18.14.1 приведена структура строительных пот&ков при вы­ полнении работ первого и второго этапов.

Третий этап строительства КС осуществляется поточно-расчлененным методом с максимальным совмещением строительных и монтажных ра­ бот. На этом этапе строительства КС выполняются следующие работы:

ревизия, центровка и монтаж ГПА, нагнетателей, подключение

ксетям, наладка и опробование ГПА;

vk.com/club152685050Глава18. ТехнологияиорганизациястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектовбОЗ| vk.com/id446425943

Таблица 18.14.1 Структура строительных потоков при сооружении компрессорной

станции

Номер

потока

1

2

3

4

5

Работы, выполняемые в рамках потока

Первый этап: подготовительный, включающий организационнотехнологическую подготовку, подготовительные работы

Строительство объектов стройбазы, жилого полевого городка из вагондом иков и ограждении

Прокладка временных сетей водопровода

Строительство временных ЛЭП, сетей связи, ТП, контуров заземления

Строительство временных дорог и проездов, устройство съездов, переездов, разгрузочных площадок

Вырубка леса, кустарника, корчевка пней, трелевка леса и пней; устройство ограждений водоотводных канав, снятие растительного слоя и перемещение его в отвалы. Одновременно может быть начата вертикальная планировка стройплощ адки в соответствии с

картограммой земляных работ, часть объемов которой перейдет во второй этап строительства

Второй этап:

подземный (нулевой цикл), включающий прокладку части постоянных подъездных путей, входящих в первую очередь строительства^ а также частей зданий и сооружении ниже нулевой отметки

Устройство фундаментов под ГПА, АВО газа, пылеуловители, фундаменты под краны на «гитаре» и т. д.

Прокладка инженерных сетей, в первую очередь следует смонтировать сети водопровода и канализации

Заготовка укрупненных монтажных узлов межцехового технологического комплекса (МЦТК), прокладка подземных коллекторов наружной обвязки нагнетателей («гитары»), МЦТК, коллекторов пылеуловителей, АВО газа, укрупнительная сборка технологического оборудования

Прокладка шлейфов (всасывающих, выкидных) от узла подключения до ограждения КС, прокладка трубопроводов топливного и импульсного газа

Устройство фундаментов под остальные здания и сооружения под РЭБ с котельной, производственный корпус, насосную пенного пожаротуш ения, компрессорную сжатого воздуха, КТП, административно-бытовой корпус, столовую, гараж

монтаж пылеуловителей, аппаратов АВО газа, емкостей сбора кон­ денсата с обвязкой, монтаж обслуживающих мостиков;

монтаж наружной обвязки нагнетателей;

монтаж зданий;

монтаж и обвязка оборудования установки подготовки и подо­ грева газа;

монтаж и обвязка оборудования насосной и склада масел, про­ кладка, испытание и очистка маслопроводов;

прокладка трубопроводов топливного, пускового и импульсного

газа ГПА, прокладка свечных линий к свечному узлу;

• гидравлическое испытание технологических трубопроводов и шлейфов;

vk.com/club152685050604 Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

монтаж КИПиАпо всем объектам КС;

прокладка теплосетей, испытание и теплоизоляция трубопрово­ дов;

прокладка кабелей, их расключение и испытание;

ревизия оборудования, электромонтажные работы;

монтаж средств связи, охранной сигнализации;

сантехнические работы внутри зданий и сооружений, ревизия и опробование сантехнического оборудования;

ЭХЗ предусмотренных проектом трубопроводов и установок, мон­

таж контуров заземления электроустановок, ТП, КП, ЗРУ и др.;

благоустройство территории КС;

ревизия, наладка технологического оборудования, его комплекс­ ное опробование;

шумоглушение наземных частей обвязки нагнетателей, окожушивание трубопроводов и оборудования.

Порядок выполнения работ в зоне монтажа газоперекачивающих агрегатов следующий:

подготовка грунтового основания под фундаменты;

забивка свай или монтаж основания под фундаменты газопере­ качивающих агрегатов;

устройство ростверков под газоперекачивающие агрегаты;

установка основных турбоблоков на фундаменты;

устройство свайных оснований под опоры металлоконструкций, трубопроводы всаса-выкида нагнетателей, газовые фильтры;

монтаж металлоконструкций и вспомогательных блоков ГПА

18.14.2. Стройгенплан площадки КС

Вглаве 10 рассматривались технологические процессы, происхо­ дящие на компрессорной станции, и соответствующие технологиче­ ские комплексы, сооружения и оборудование.

Воснову компоновочного решения генерального плана КС закла­ дываются следующие требования:

соблюдения технологической схемы;

зонирования территории на производственную и вспомогатель­

но-складскую; *

• соблюдения противопожарных и технологических разрывов. На рис. 18.14.1 приведены компоновочные схемы унифицирован­

ных генеральных планов КС для различных типов ГПА.

Доставка строительных материалов и оборудования на КС произво­ дится железнодорожным транспортом до ближайшей железнодорож­ ной станции и далее автомобильным транспортом. Для выгрузки

vk.Главаcom/club15268505018. Технология и сртнизация атрхшдвзьопш| vk.com/id446425943^ т*ькнефтегоэовък<Хпятюв ^5

Р И С 18Л 4Л .С хем ы униф ицированною генпланаК С сагрегат ам иС Т Д -12500(а)и ГТН -25, Г Т Н -16, Г П А -Ц -16, Г П У -10, ГП А -Ц - 6,3, ГТЙ - 6(6): 1 —КГП АВО газа; 2 — уст ановка охлаж дения газа; 3 — уст ан овка очистки газа; 4 — щ итовая элект роподогрева; 5 уст ан овка подгот овки т опливного, пускового и импульсного газа; 6 — компрессорная сж ат ого воздуха; 7 — компрессорный цех; 8 — К Т П А В О во д ы (д л я К С сС Т Д -12500); 9 —уст ан овка охлаж оенияводы (для К С с С Т Д -12500}; 10 - Э Р У 10 кВ (для К С с С Т Д -12500); 11 - уст ановка авт омат ическогопож арот уш ения;12— емкост ьаварийногосливамасла; 13 — дизельнаяэлект рост анция;14— П ЭБ (БИ Вш икаркасногпанельноеисполнение); 1 5 — м аслохозяйст во; 1 6 — резервуары прот ивопож арного зап аса воды ; П водопровода ые сооруж ен ия; 1 8 — заглубленный складинвент аря и оборудован ия; 1 9 — узел связи; 2 0 — хим водоподгот овка и ут илизационная насосная; 21 — кот ельная; 2 2 — уст ан овка для воздухоподогрева грузовы хавт ом обилей; 2 3 м алогабарит наяканализационнаяуст ановка(М К Й У );24— от крыт аяст оянка для авт омобилей; 2 5 складское хозяйст во; 2 6 — очистные сооруж ения бы т овы хст очны хвод; 2 7 опора ант енная;2 8 К Т П С П К ; 2 9 от крьипая ст оянка для м еханизм ов и тяж елой т ехники; 3 0 — подст анции 1 1 0 /3 5 /6 к В ; 31 — вспом огат ельное здание ст оловой; 3 2 ст оловая; 3 3 С Э Р Е (В Ж К и л и каркасно-панельное исполнение); 3 4 — склад м ет анола; 3 5 — ст оянка для индивидуального т ранспорт а; 3 6 м ойка авт омобилей с очистными сооруж ениям и;37— ем кост ъпром ьш очнойводы (дляК С сГ Л У -10)

vk606.com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

технологического оборудования, труб, строительных конструкций, материалов, сборных железобетонных изделий на железнодорожной станции предусматривается разгрузочная площадка, оборудованная подъемным краном грузоподъемностью не менее 20 т. Там же должны быть дополнительные пути для перегрузки сыпучих материалов на автомашины. Далее доставка грузов до стройплощадки КС осуще­ ствляется автотранспортом по существующей или построенной спе­ циально дороге с покрытием или без покрытия до площадки КС.

Организацию доставки оборудования и материалов осуществляет служба комплектации. Службой составляются ведомости потребно­ сти оборудования и материалов в соответствии с рабочими чертежа­ ми на объект. Данные по размещению заказов на поставки оборудо­ вания и материалов заносятся в компьютерную базу, где отслежива­ ется весь маршрут продвиж ения заказов на поставки. Отпуск материалов производится согласно ежедневному графику поставок на основании утвержденного запроса. Одновременно с поступлени­ ем заказов предъявляются сертификаты на поступившую продукцию.

Далее приведены усредненные данные по основным показателям строительства КС для примера.

В табл. 18.14.2 приведен пример графика поставки основных мате­ риалов, оборудования и арматуры на строительство КС.

Таблица 18.14.2

График поставки основных материалов, оборудования и арматуры (пример)

Наименование

 

 

 

Месяцы

 

 

 

л/п

поставок

1

2

3

4

5

6

7

 

 

1

Газоперекачивающие агрегаты (4 агрегата

 

 

 

 

 

 

 

ГПА-Ц-16}

 

 

 

 

 

 

 

2

Технологическое оборудование

 

 

 

 

 

 

 

3

Запорная арматура, фасонные детали

 

 

 

 

 

 

 

4

Трубы

 

 

 

 

 

 

 

5

Металлоконструкции

 

 

 

 

 

 

 

6

Материалы и оборудование

 

 

 

 

 

в

 

 

электроснабжения

 

 

 

 

 

 

Материалы и оборудование

7водоснабжения» канализации, пожаротушения, теплоснабжения и вентиляции

3 Сборный бетон и сборный железобетон

9 Кирпич

vk.com/club152685050Глава 18. Технологияиорганизациястроител| vk.com/id446425943ъетваназемныхнефтегазовыхобъектов607

Примерный перечень основных строительных машин, механизмов и автотранспорта, необходимых для выполнения строительно-монтаж­ ных работ при сооружении КС, представлен в табл. 18.14.3.

Таблица 18.14.3

Основные строительные машины и механизмы при строительстве КС (пример)

Наименование

Количество,

Продолжитель­

п/п

шт.

ность работы,

 

тыс. маш.-ч

 

 

2

1

Бульдозер 108 л.с. Ю т.е. тяги

3 ,4

2

Бульдозеры 410 л. с. 35 ст. тяги

2

0 ,8 7

3

Экскаваторы одноковшовые

4

7 ,3 5

4

Экскаваторы

2

4 ,8 6

5

Установка ударно-канатного бурения самоходная

2

0 ,5 3

6

Машина бурильно-крановая на автомобиле с глубиной бурения

2

1,45

 

до 8 м

4

 

7

Копры универсальные с дизельмолотом, 2,5 т

3 ,7 8

8

Автогрейдеры, 135 л.с.

2

2 ,8 5

9

Катки дорожные самоходные вибрационные, 8 т

2

0 ,3 8

10

Асфальтобетоноукладчик

1

1,95

11

Автокраны Ют

2

234

 

25 т

2

 

12

Кран пневмоколесный, 100т

1

1,98

13

Кран пневмоколесный, 50 т

1

1,87

14

Кран на гусеничном ходу

2

1,12

15

Кран трубоукладчик 12,5 т

4

16,57

16 Кран трубоукладчик 92 т

2

0 ,6 7

17

Автовышка, 25 м

2

0 ,1 3

18

Подъемник гидравлический, 8 м

1

1,13

19

Лебедки электрические, 3,2т

2

0 ,5 3

2 0

Тракторы на пневмоколесном ходу

1

1,64

21

Автосамосвалы

33

3 7 ,3 9

2 2

Автомобиль бортовой

4

4 ,5 3

2 3

Трейлер

1

0 ,8 5

24

Бензовоз

1

0 ,3 4

25

Топливозаправщик

2

1,95

26

Трубовоз

3

2 ,1 9

27

Машина поливомоечная 6000 л

1

1,13

28

Агрегат электросварочный на автомобильном прицепе

20

15,34

29

Агрегат сварочный

5

5 ,6 7

3 0

IПреобразователи сварочные с номинальным током 315-50А

20

5 ,6 7

31

Электростанция

1

3 ,5 8

32

Дизельная электростанция

1

1,13

vk.com/club152685050608 Часть TV. Технология и |организацияvk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

О к о н ч а н и е и т а б л и ц ы 18. 14. 3

 

Наименование

Колкмество,

Продолжитель­

П/п

 

шт.

ность работы,

 

 

тыс. маш.-ч

33

Автолаборатория

1

0,28

34

Насосы для водопонижения и водоотлива; кВт

1

8,68

35

Агрегаты опрессовочные до 70 мЗ/ч

2

227

36

Компрессор

2

2,27

37

Компрессор

1

0,95

38

Комплексная машина для прокладки кабеля

1

1,13

39

Пескоструйный аппарат

1

0,43

40

Установка

«Шквал»

1

0,75

41

Установка

«Радуга»

1

0,58

42

Прочие машины

9

15,02

 

П ри м ечани е: используемые на КС машины и механизмы могут быть

различных

марок, но их производительность должно быть близка

к требуемой

(правая колонка таблицы).

 

 

 

 

Примерные объемы строительно-монтажных и специальных ро­

бот по сооружению КС приведены в табл. 18.14.4.

Таблица 18.14.4

 

 

 

 

 

 

Примерные объемы работ при сооружении КС

 

 

 

ЕД.

Количест-,

Трудоза­

Время работы

 

Виды работ и затрат

машин и

 

измере­

траты,

ц/п

 

 

ния

во

тыс. чел.-ч

механизмов,

 

 

 

 

тыс. маш . - ч

 

 

1. Подготовительные работы

 

 

1

Подготовка территории под временные

га

6

0,02

0,02

 

здания и сооружения

 

 

 

 

2

Техническая

рекультивация

тыс. м3

4,7

0,33

0,35

3

Устройство оснований, планировка

тыс. м3

115,17

3,23

0,11

 

поверхностей

 

 

 

 

4

Отвозка излишков растительного грунта

тыс. м3

52,3

7,38

7,38

5

Транспорт недостающего грунта на 18 км

тыс. м3

99,65

50,60

26,93

6

Устройство оснований, планировка

тыс. м3

9324

11,53 *

0,84

поверхностей

 

 

 

 

 

7

Отвозка излишков растительного грунта

тыс. м3

39,92

5,63

5,63

8

Транспорт недостающего грунта на 18 км

тыс. м3

65,06

33,03

24,11

IL Фундаменты

9

Земляные работы

тыс. м3

10

Бурение лидерных скважин

шт./ м3

20,7

320

0,34

640/297

0,47

0,12

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов609| vk.com/id446425943

Продолжение таблицы 18.14/

 

 

вд.

 

Трудоза­

Время работы

Воды работ и затрат

Количест­

м а ш т и

п/п

измере­

во

траты ,

механизмов,

 

ния

тыс. чея-ч

 

 

 

тъ ю .м а ш .-ч

11

Под технологическое оборудование и

м3

506

12,57

1,47

 

трубопроводы

 

 

 

2,02

12

Под здания и сооружения

м3

640

17,25

13

Сборные бетонные фундаменты

м

250

0,92

0,38

14

Сборные ж/бетонные фундаменты

м

417

24

0,99

15

Монолитные ж/бетонные фундаменты

м3

2340

30,86

8,17

16

Прочие фундаменты

м

219

2,11

0,87

 

III. О бщ естроиш/ы ы е работы по зданиям и сооружениям

 

17

Компрессорный цех

м2

7000

2,85

0,45

18

КТП АВО газа

м3

550

5,92

0,23

19

УГТГИГ

м

1550

3,60

0,07

20

Насосная склада ГСМ

м3

570

5,16

0,20

21

Энергетический блок

м

1580

14,05

0,37

22

Диспетчерский пункт

м

3720

35,18

0,76

23

РЭБ с котельной

м

10420

31,49

1,05

24 Ремонтно-механическая мастерская

м

5300

13,30

0,19

25

Гараж на 20 машин

м3

8300

11,67

0,35

25

Стоянка для тяжелой техники

м2

1230

0,86

0,02

27

Теплый склад, холодный склад

м3

9720

11,67

0,35

23

АБК с проходной и узлом связи

м

8620

20,80

0,73

29

Столовая

м3

3030

19,35

0,44

30

Склад инвентаря и оборудования

м

220

3,22

0,16

31

Противопожарный водоблок. Насосная

м

180

1,09

0,04

 

станция

 

 

 

 

32

Блок энергетических сооружений

м3

2750

5,13

0,13

33

Склад метанола (здание насосной)

м

200

132

0,05

34

Склад карбида кальция (баллонов и

м

450

271

0,11

материалов)

35

Установка сжигания ТБО

м

2600 ‘

6,89

0,68

36

Мойка машин

м

1600

10,19

128

37

Другие общестроительные работы

м3

1110

17,94

1,78

38

Испарительно-фильтрационные площадки

м2

5000

6,21

0,37

39

Водозаборные сооружения

м3

2500

1523

0,42

vk.Мcom/club152685050И Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы 18.14.4

 

 

 

 

Цд.

Количест­

Трудоза­

Время работы

 

Виды работ и затрат

измере­

траты,

машин и

пД|

 

во

механизмов,

 

 

 

 

ния

тыс. чел.-ч

 

 

 

 

 

 

тыс. маш . - ч

 

 

IV. Монтаж технологического и электросилового оборудования

 

40

Монтаж ГПА

 

 

т/шт.

1338/5

88,16

10,29

41

Монтаж установки

очистки газа

т/шт.

107/5

18,05

2,76

42

Монтаж установки

охлаждения газа

т/шт.

714/13

26,56

3,68

43

Монтаж УПТИГ

 

 

т/шт.

39/7

7,77

0,60

44

Монтаж арматуры,

труб,

соединительных

т

7,00

0,37

0,06

 

деталей

 

 

 

 

 

 

 

45

Монтаж электросилового

оборудования

т/шт.

2371/164

9,19

3,92

46

Монтаж другого оборудования

т/шт.

118/81

13,62

1,59

47

Транспорт оборудования

от станции

т

4451

0,38

0,38

разгрузки до КС

 

 

 

 

 

V. Монтаж технологических трубопроводов

 

 

48

Земляные

работы

 

 

тыс. м3

16,5

6,75

0,61

49

Монтаж трубопроводов,

соединительных

т

961

76,95

8,81

 

деталей, крановых узлов

 

 

 

 

 

50

Транспорт труб от станции разгрузки до КС

т/км

1120

0,12

0,12

 

 

 

 

VI. Монтаж шлейфов

 

 

 

51

Земляные

работы

 

 

м3

6,2

2,92

0,27

52

Монтаж трубопроводов,

соединительных

т

532,4

16,59

1,48

деталей, крановых узлов

 

53

Транспорт труб от станции разгрузки до КС

т/км

532,4

0,06

0,06

 

 

 

 

VII. Внутртлощ адочы е с е т

 

 

54

Электроснабжение

и электрооборудование

км

33,3

17,52

1,17

55

Тепловые

сети

 

 

км

14,6

11,18

0,36

56

Водоснабжение и канализация

км

9,2

23,23

2,82

57

Электрохимзащита

и заземление

км

5,2

29,39

0,68

58

Сети связи: земляные работы

тыс. м3

34,4

0,07

0,01

 

 

 

 

V III. Системы связи

 

 

 

59

Автоматическое пожаротушение

 

 

1,49

0,30

60

Охранная

сигнализация

 

 

 

2,34 •

0,07

61

Пожарная

сигнализация

 

 

 

3,36

0,09

 

 

 

 

X I. Благоустройство территория

 

 

62

Площадки и дорожки с твердым покрытием

тыс. м?

22,7

11,78

3,52

63

!Пешеходные дорожки, озеленение и

тыс. м2

42,3

25,52

7,70

 

ограждение

 

 

 

 

 

 

vkГлава.com/club15268505018. Технология иор ганизацияст|роитvk.ельстcom/id446425943ваназемныхыъфт ъ газовых объект ов 611

Окончание таблицы 18.14.4

 

 

вд.

 

Трудоза­

Время работы

 

Количест­

машин и

Вицы работ и затрат

траты,

п/п

измере­

во

механизмов,

 

ния

тыс. чел.-ч

 

 

 

тыс. маш. - ч

 

 

 

 

 

 

X. Внеплощадрчное тж енерное обеспечеше

 

 

6 4

Электроснабжение

КМ

38,1

1,20

0,39

65

ВЛ 110 кВ

КМ

15

25,19

9,75

66

Водоснабжение и канализация

км

2 4

9,46

3,98

67

Подъездные дороги (ремонт основания,

км

4,3

0,71

0,07

 

устройство дорожной одежды)

 

 

 

 

68

Вертолетные площадки

м7шт.

3600/1

3,81

0,35

 

ИТОГО по главам I — X

 

 

861,11

165,86

Перечень рабочих, занятых на выполнении строительно-монтаж­ ных и специальных работ при сооружении КС, дан в табл. 18.14.5.

Таблица 18.14.5

_____________Персонал, участвующий вработах_____________

Наименование (специализация, разряд)

Количество,

Трудозатраты, тыс чеа - ч

п/п

чел.

 

 

 

Механизаторы строительных машин:

10

21,84

1

4 разряд

5 разряд

27

58,97

 

 

6 разряд

62

139,78

2

Водители:

45

9828

6 разряд

 

 

Монтажники (трубопроводов, оборудования,

 

 

 

металлоконструкций):

 

1529

3

3 разряд

7

4 разряд

8

17,47

 

 

5 разряд

11

23,78

 

6 разряд

9

19,66

 

Электрогазосварщики, газорезчики:

15

32,76

4

4 разряд

5 разряд

15

32.76

 

 

6 разряд

58

126.67

 

Изолировщики:

16

34,94

5

4 разряд

 

5 разряд

11

24.02

 

Бетонщики:

 

1528

6

3 разряд

7

 

5 разряд

2

4.37

 

Каменщики:

15

32.76

7

4 разряд

 

5 разряд

4

8.74

8

Прочие специальности

50

192.65

Итого рабочих по основным подразделениям

372

900.08

 

vk612.com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

С учетом опыта строительства нефтегазовых наземных объектов принимаем, что число рабочих от всех работающих составляет 80%, чщело ИТР — 13,2%, младший обслуживающий персонал и охрана — % 1%, служащие — 4,5%, следовательно, всего работающих на строи­ тельстве КС — 464 человека.

График строительства КС представлен в табл. 18.14.6.

 

Таблица 18Л4.6

График строительства КС

 

Месяцы

Наименование работ

i 1 2 3 4 5 6 7 а 9 1 0 11 12 13

Г ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА:

ввоз строительной техники и материалов подрядника, командирование специалистов,

строительство жилого полевого городка и производственной базы

2.ВЫДАЧА ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

3.ПОСТАВКА ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ: газоперекачивающих агрегатов;

технологического оборудования; запорной арматуры, фасонных деталей;

материалов и оборудования электроснабжения;

материалов и оборудования водоснабжения, канализации, пожаротушения, теплоснабжения и вентиляции

4. СТРОИТЕЛЬСТВО: подготовка площадки; дорога; земляные работы:

устройство оснований и фундаментов: прокладка инженерных сетей;

общестроительные работы по зданиям и сооружениям;

сооружение объектов вспомогательной структуры;

монтаж газоперекачивающих агрегатов; монтаж технологического оборудования;

сварочно-монтажные работы по технологическим трубопроводам;

контроль сварных стыков;

монтажные работы, в том числе злектроснабжение, ЭХЗ;

монтажные работы по теплоснабжению, канализации, вентиляции и пожаротушению,

отделочные работы: благоустройство; пуско-наладка и испытание

5. СДАЧА ОБЪЕКТА В ГАРАНТИЙНУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ

vkГлава.com/club15268505018. Технология иоргаяизглщястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов| vk.com/id446425943 613

График строительства КС разработан с учетом срока сдачи компрес­ сорной станции в эксплуатацию и нормативных сроков строительства. Кроме того, при составлении графика строительства КС учитывались

итакие положения, как:

избежание слишком больших пиковых нагрузок при выполне­ нии работ;

технологическая взаимосвязь между отдельными видами работ на отдельных подобъектах;

совмещение подготовительных работ с работами непосредствен­

но на объекте.

Для обеспечения ввода КС в эксплуатацию необходимо завершить основные строительно-монтажные работы и работы по индивидуаль­ ному опробованию оборудования, затем комплексные пусконаладоч­ ные работы по всей КС.

18.14.3. Монтаж оборудования КС

На компрессорных станциях магистральных газопроводов приме­ няются следующие газоперекачивающие афегаты: П Н-16, ГПА-Ц-16, ГТН-25, ГПА-Ц-6,3, ЭГПА-235, ГПУ-10. Наибольшее распространение получили агрегаты ГПА-Ц-16, которые отвечают современным требованиям по эксплуатационным характеристикам. Являясь основ­ ным компонентом компрессорной станции, газоперекачивающий аг­ регат занимает особое положение при производстве монтажных ра­ бот, которые выполняют специализированные монтажные организа­ ции по специально разработанным проектам работ и инструкциям заводов-изготовителей.

Большое внимание уделяется качеству фундамента, на котором будет установлен ГПА От качества фундамента зависит работа газо­ перекачивающего агрегата. Важное значение имеет качество бетона, из которого изготовлен фундамент.

Перед монтажом ГПА следует изучить проект производства работ и инструкцию завода-изготовителя на монтаж ГПА, а также ознакомить­ ся с подъемно-транспортным оборудованием, имеющимся на монтаж­ ной площадке. При доставке оборудования на площадку следует обра­ тить внимание на то, что монтажная организация транспортирует бло­ ки ГПА только в пределах монтажной площадки или со склада организации-получателя, но не далее чем на 200 м. Все оборудование газоперекачивающего агрегата размещено в отдельных транспорта­ бельных блоках.

Монтаж ГПА с вспомогательными системами производится в сле­ дующем порядке:

vk614Часть.com/club152685050TV. Технологияиорганизациястроителъстванефтегазовыхобъект(| vk.com/id446425943

подача турбоблока в зону монтажа. Монтаж турбоблока;

выверка и закрепление турбоблока;

монтаж узлов контейнеров турбоблока;

монтаж узлов и блоков систем выхлопа ГПА;

монтаж узлов и блоков систем всасывания, смазки, автоматики

ивентиляции ГПА;

монтаж вспомогательных систем:

участок газопровода топливного газа и блока фильтров газа;

участок подводящего газопровода пускового газа к воздуш­ ному стартеру двигателя;

трубопроводов подвода горячего воздуха от стационарной системы;

подачи масла в маслобак двигателя и нагнетателя от стацио­ нарной системы;

слива масла из маслобаков и поддонов рамы турбоблока в ста­ ционарную систему.

М он т аж га зо во й обвязки нагн ет ат елей производится в следую­ щем порядке:

отрывка котлованов и устройство фундаментов и опор под кра­ ны на всасывающем и нагнетательном трубопроводах ГПА, бло­ ки арматуры топливного и пускового газа и всасывающий и на­ гнетательный трубопровод (от коллекторов к ГПА);

монтаж кранов на всасывающем и нагнетательном трубопрово­ дах (от коллекторов к ГПА), монтаж блоков арматуры топливно­ го и пускового газа, монтаж всасывающего и нагнетательного трубопроводов (от блоков кранов к ГПА), кроме подсоединения трубопроводов к нагнетателю;

отрывка траншеи и устройство фундаментов и опор под всасы­ вающий и нагнетательный коллекторы;

монтаж коллекторов с подсоединением их к блокам кранов (на трубопроводах от коллекторов к ГПА), смонтированных ранее;

отрывка котлованов и устройство фундаментов и опор под кра­ ны и трубопроводы перемычки между монтируемым цехом и

смежным (если это предусмотрено проектом);

 

• монтаж кранов и трубопроводов перемычки;

*

подключение системы трубопроводов газовой обвязки к межце­ ховым коммуникациям;

засыпка траншей и котлованов на площадке обвязки нагнетателей;

заполнение водой подземных коллекторов и трубопроводов об­ вязки нагнетателей до замыкающих стыков. При заполнении во­

дой необходимо контролировать величину осадки фундаментов

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов615| vk.com/id446425943

опор. Заполнение водой производится после достижения бетоном фундаментов опор прочности не менее 100% от проектной. Выдержка газовой обвязки с водой производится в течение 3—4дней, затем вода удаляется;

сварка замыкающих стыков. Присоединение трубопроводов об­ вязки к нагнетателю должно производиться после достижения прочности бетона подливки нагнетателя и заливки рам разгру­ зочных опор не менее 70% от расчетной;

приварка к рамам разгрузочных опор полос, обеспечивающих плотное прилегание их к фиксаторам, приварка косынок к ра­ мам опор.

М онт аж уст ановки очистки газа выполняется в следующем порядке:

отрывка котлована и устройство фундаментов под пылеулови­ тели;

монтаж блоков пылеуловителей;

отрывка траншеи, устройство фундаментов и опор, монтаж под­ земных коллекторов обвязки пылеуловителей;

монтаж надземных трубопроводов обвязки пылеуловителей;

обратная засыпка траншеи;

отрывка котлованов, устройство опор, монтаж и обвязка блоков арматуры и подземных емкостей сбора жидкости, обратная за­ сыпка котлованов.

У ст ан овка охлаж дения га за монтируется в следующем порядке:

отрывка котлована и устройство фундаментов под оборудование

иметаллоконструкции;

монтаж аппаратов воздушного охлаждения газа;

отрывка транш еи, устройство опор под коллекторы и краны, монтаж подземных коллекторов и кранов подземной установки;

монтаж надземных трубопроводов;

обратная засыпка траншеи.

Мон т аж м аслопроводов общестанционных и газоперекачивающих аг­

регатов отличается от монтажа остальных трубопроводов компрессорной станции повышенным требованием к очистке их внутренней полости.

18.14.4. П роизводство пусконаладочны х работ и приемка

вэксплуатацию

Кпусконаладочным работам относится комплекс работ, выполняе­ мых на технологическом оборудовании КС, электротехнических устрой­ ствах, средствах автоматизации и другом оборудовании, осуществляе­

мых в период подготовки и проведения индивидуальных испытаний и комплексного опробования.

vk.com/club152685050616 Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Под периодом индивидуальных испытаний поним ается период, включающий монтажные и пусконаладочные работы, обеспечиваю­ щие выполнение требований, предусмотренных проектной докумен­ тацией, стандартами, техническими условиями заводов-изготовите- лей, с целью подготовки оборудования к приемке рабочей комисси­ ей для комплексного опробования.

Под периодом комплексного опробования оборудования КС по­ нимается период, включающий пусконаладочные работы, выполняе­ мые после приемки оборудования рабочей комиссией для комплекс­ ного опробования и проведения самого комплексного опробования до приемки объекта в эксплуатацию приемочной комиссией.

В комплекс пусконаладочных работ включается следующее обору­ дование: механическое, электротехническое, КИПиА, связь, АСУТП, теплосиловое оборудование и другие виды оборудования и систем.

На стадии проектирования компрессорной станции выделяется состав пускового комплекса. Возможные изменения пускового ком­ плекса, внесенные во время строительства КС, должны быть оформ­ лены в соответствующем порядке, так как проведение пусконаладоч­ ных работ и затем приемка в эксплуатацию КС, в пусковой комплекс которой были внесены изменения с нарушением установленного по­ рядка, не допускается.

Датой ввода в эксплуатацию отдельных зданий, сооружений, по­ мещений, входящих в состав объекта, считается дата подписания акта на приемку этих объектов и сооружений рабочей комиссией. Датой ввода в эксплуатацию объекта в целом считается дата подписания акта приемочной комиссией.

Работы, предшествующие пусконаладочным. Подрядчик и субпод­ рядные организации должны завершить строительные и монтажные работы по основному и вспомогательному оборудованию. Кроме того, должен быть закончен монтаж:

трубопроводов;

 

запорной арматуры;

 

кабелей силовых;

 

• щитов КИПиА;

 

средств автоматики и средств защиты;

*

систем пожарного и хозпитьевого водоснабжения, систем пен­ ного и углекислотного пожаротушения;

систем вентиляции, отопления, канализации, освещения;

сооружений связи;

станций катодной защиты, устройств заземления установок, устрой­ ств питания цепей защиты и управления агрегатов постоянным

vk.Главаcom/club15268505018. Технологияиорганизациястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъектов617| vk.com/id446425943

и переменным током, а также их ревизия, очистка, продувка, испы­ тания на прочность и плотность в соответствии с требованиями инструкций поставщиков оборудования, газовой инспекции, требованиями СНиП и проекта.

Наладочные и пусковые работы. Эти работы включают в себя на­ ладку:

систем газоперекачивающих агрегатов по механике, КИПиА и электрике;

внешнеплощадочных и внутриплощадочных систем элетроснабжения и электрооборудования;

систем подготовки технологического газа;

скрубберов, фильтр-сепараторов, АВО газа и др.;

газовой запорно-регулирующей арматуры, включая охранные краны;

установки запуска системы очистки и диагностики полости га­ зопровода;

блоков подготовки топливного, пускового, импульсного газа и пункта редуцирования газа на собственные нужды;

общестанционных систем хранения и регенерации масла и сис­ темы подготовки антифриза;

системы обеспечения КС сжатым воздухом;

насосной метанола;

станционной системы АСУ ТП;

узлов замера технологического и газа на собственные нужды КС;

систем пожаротушения;

теплоутилизационных систем;

котельных, систем теплоснабжения и систем химводоподготов-

ки;

аварийных электростанций и электростанций собственных нужд;

систем водоснабжения;

канализационных и очистных сооружений, насосных станций;

систем промышленной вентиляции и кондиционирования;

газораспределительных станций;

систем телемеханики.

Рассмотрим основные этапы выполнения пусконаладочных работ и сдачи объекта в эксплуатацию.

Пусконаладочные работы основного технологического оборудова­ ния КС и сдача КС в эксплуатацию осуществляется под руководством приемочной комиссии.

До предъявления объектов и оборудования КС приемочной комис­ сии приемку проводит рабочая комиссия, назначаемая заказчиком.

vk.com/club152685050618 Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Рабочей комиссии до начала пусконаладочных работ передается про­ изводственно-техническая документация, которая составлялась во время всего периода осуществления строительно-монтажных работ (рабочие чертежи, монтажные схемы, акты приемки отдельных ви­ дов работ, акты на скрытые работы и др.). Эксплуатация объектов и оборудования, не принятого рабочей комиссией, не допускается.

Для проверки исходного состояния оборудования КС перед налад­ кой и испытаниями организации, участвующие в наладке, должны направить своих представителей до начала пусковых работ по указа­ нию головной пусконаладочной организации.

Готовность смонтированного оборудования для выполнения нала­ дочных работ, обеспечивающих возможность индивидуальных испы­ таний, оформляется актом об окончании монтажных работ по уста­ новленной форме.

До начала пусконаладочных работ приемочная комиссия выпол­ няет следующее:

определяет готовность оборудования КС или отдельных ее оче­ редей (пусковых комплексов) к проведению пусконаладочных работ;

уточняет, какие строительные и монтажные работы необходимо выполнить до начала пусконаладочных работ и приема КС в экс­ плуатацию;

рассматривает и утверждает пусковые схемы и уточняет графи­ ки пусконаладочных работ.

определяет состав пускового комплекса КС.

На все время пусконаладочных работ составляется график поэтап­ ного проведения этих работ с условным разделением натри этапа (пе­ риода).

Первый этап — газ в газовые коммуникации КС не подается. На этом этапе выполняются все пусконаладочные работы, не требующие подачи газа. Задача первого этапа — выявлять готовность оборудова­ ния КС к поузловой проверке и индивидуальному опробованию. На этом этапе осуществляется проверка и наладка системы КИПиА газоперекачивающего агрегата, проверка и сдача системы»защиты аг­ регата, а также системы электроснабжения, масляной системы ГПА иКС.

Второй этап — газ подан только в пусковой и импульсный коллек­ торы (в технологические и топливные трубопроводы газ не подает­ ся). На этом этапе выполняются все пусконаладочные работы, не тре­ бующие подачи газа в технологические и топливные трубопроводы. Задача второго этапа — поузловая проверка и опробование машин и

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъектов619| vk.com/id446425943

оборудования на холостом ходу для выявления неисправностей и под­ готовки агрегата к комплексному опробованию.

Третий этап —газ подан в технологические, топливные, пусковые и импульсные трубопроводы КС. Перед пусконаладочными работами с подачей газа в трубопроводы КС представитель газовой инспекции проверяет готовность объектов КС к проведению пусконаладочных работ с приемом газа в трубопроводы и выдает письменное разреше­ ние на эти работы.

Перед подачей технологического газа на площадку КС должны быть закончены все работы, связанные с электро- и газосваркой, а также работы с применением открытого огня, проведены пусконаладочные работы по общестанционным системам обнаружения газа, пожароту­ шения. Эти системы должны быть сданы в эксплуатацию. На третьем этапе завершаются все пусконаладочные работы, включая работу аг­ регатов под нагрузкой и комплексное опробование станции.

Задача третьего этапа — комплексное опробование оборудования, проверка совместной работы оборудования КС, выявление возмож­ ных дефектов оборудования, препятствующих регулярной и надеж­ ной работе КС, разработка мероприятий, обеспечивающих надежную работу КС.

Пусконаладочные работы считаются завершенными при отсутст­ вии замечаний со стороны приемочной комиссии по работе оборудо­ вания в течение 72 ч под нагрузкой, определяемой режимом работы газопровода, но не превышающей ее номинального значения.

Окончанием пусконаладочных работ на КС (окончание комплекс­ ного опробования оборудования) является непрерывная работа газо­ перекачивающих агрегатов и постоянная или поочередная работа все­ го вспомогательного оборудования КС по проектной схеме на пара­ метрах, позволяющих обеспечить нормальную эксплуатацию.

Окончание пусконаладочных работ оформляется актом передачи оборудования в эксплуатацию.

18.15. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО УСТРОЙСТВУ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ

18.15.1. Общие положения

Комплекс работ по сооружению НПС (как и для КС) делится на три периода (этапа):

• подготовительный, включающий организационно-технологиче­ скую подготовку, подготовительные работы вне площадки НПС и подготовительные работы на площадке НПС;

vk.com/club152685050620 Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

• подземный (нулевой цикл), включающий прокладкучасти постоян­ ных подъездных путей, входящих в первую очередь строительства,

а также частей зданий и сооружений ниже нулевой отметки;

надземный, включающий строительство зданий и сооружений, входящих в первую очередь строительства.

Втабл. 18.15.1 приведена структура строительных потоков при вы­ полнении работ первого и второго этапов.

Таблица 18.15.1 Структура строительных потоков при сооруж ении

нефтеперекачиваю щ ей станции

Работы, выполняемые в рамках потока

Номер

потока

1

2

3

4

5

 

Второй этап:

Первый этап:

подземный (нулевой цикл), включающий

подготовительный, включающий

прокладку части постоянных подъездных

организационно-технологическую

путей, входящих в первую очередь

подготовку, подготовительные работы

строительства, а такж е частей зданий и

 

сооружений ниже нулевой отметки

Строительство объектов стройбазы, жилого полевого городка из вагондомиков и ограждений

Прокладка временных сетей водопровода

Строительство временных ЛЭП, сетей связи, ТП, контуров заземления

Устройство фундаментов под насосные агрегаты, под краны на наружной обвязке насосных агрегатов

11 рокладка всасывающих и выкидных шлейфов от узла подключения до ограждения НПС

Прокладка инженерных сетей, в первую очередь следует смонтировать сети водопровода и канализации

Строительство временных дорог и

Заготовка укрупненных монтажных узлов

оборудования и трубопроводов, прокладка проездов, устройство съездов, переездов, подземных коллекторов, укрупнительная [зазгрузочных площадок

сборка технологического оборудования

Вырубка леса, кустарника, корчевка пней, трелевка леса и пней; устройство ограждений водоотводных канав, снятие растительного слоя и перемещение его в отвалы. Одновременно может быть начата вертикальная планировка стройплощадки в соответствии с картограммой земляных работ, часть объемов которой перейдет во отарой этап строительства

Устройство фундаментов под остальные здания и сооружения: под РЭБ с котельной, производственный корпус, насосную пенного пожаротушения, компрессорную сжатого воздуха, ТП, административно-бытовой корпус, столовую, гараж

6

Завершение вертикальной планировки строительной площадки НПС »

Третий этапстроительства Н П С предусм атривается осущ ествлять п оточно -расчлененны м методом с м аксим альны м совм ещ ением строительных и монтажных работ. Н а этом этапе строительства НПС выполняются следующие работы:

ревизия, центровка и монтаж, подключение к соответствующим ком­ муникациям, наладкаи опробование нефтеперекачивающихстанций;

vk.Главаcom/club15268505018. Технологияиорганизациястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъе| vk.com/id446425943

монтаж наружной обвязки нефтеперекачивающих станций;

монтаж блок-боксов, наземной части зданий и сооружений;

монтаж вспомогательного оборудования и вспомогательных систем;

прокладка теплосетей, выполнение теплоизоляции трубопрово­ дов и отдельного оборудования;

прокладка кабелей, их расключение и испытание;

гидравлическое испытание технологических трубопроводов и шлейфов;

монтаж КИПиА по всем объектам НПС;

прокладка теплосетей, испытание и теплоизоляция трубопрово­ дов;

ревизия оборудования, электромонтажные работы;

монтаж средств связи, охранной сигнализации;

сантехнические работы внутри зданий и сооружений, ревизия и

опробование сантехнического оборудования;

ЭХЗ предусмотренных проектом трубопроводов и установок,

монтаж контуров заземления электроустановок и др.;

благоустройство территории НПС;

ревизия, наладка технологического оборудования, комплексное опробование.

Подрядчик собственным высококвалифицированным и опытным персоналом обеспечивает:

руководство проектом в целом, включая обеспечение всех ме­ роприятий по контрактным и рабочим отношениям с заказчи­ ком и разработчиком проекта;

непосредственное руководство всеми работами на стройплощад­

ках, включая обеспечение контрактных и рабочих отношений с заказчиком, с местными надзорными и другими организациями;

• организацию покупок оборудования (возложенных на подряд­ чика) и материалов и их транспортировку до стройплощадки;

разработку необходимой проектной и технологической докумен­ тации для выполнения строительно-монтажных работ;

службу по управлению качеством;

службу по соблюдению экологических требований на террито­ рии строительства.

Состав сооружений и технологических комплексов НПС, а также ее технологическая схема приведены в главе 13 п. 13.1.

Стройгенплан Н П С (рис. 18.15.1) предусм атривает разм ещ ен и е объектов, площадок и сооружений, что и для КС (раздел 18.14.1) с уче­ том складирования оборудования, необходимого для сооружения НПС.

vk.com/club152685050622 Часть IV Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Стройгенплан резервуарного парка выполняется отдельно от стройгенплана НПС. На стройгенплане резервуарного парка указываются:

объекты основного производственного назначения;

площадки для складирования материалов и конструкций;

административно-бытовые помещения строительного персонала;

места временного складирования труб;

временные инженерные сети;

площадка укрупнительной сборки.

Транспортная схема. Для комплектации объекта создается служ­ ба комплектации, отвечающая за покупку и поставку на объект необ­ ходимых материалов, конструкций, арматуры и оборудования постав­ ки подрядчика, основной задачей которой является стабильное снаб­ жение строительства качественными и эффективными материалами в сроки, определенные графиком поставки.

Основные материалы для выполнения строительно-монтажных ра­ бот: металл, трубы, металлопрокат, сборный железобетон — до­ ставляются на стройплощадку так же, как указывалось ранее для стро­ ительства компрессорных станций (п. 18.14).

График строительства НПС и резервуарного парка. П ри р азр а ­ ботке графика строительства НПС руководствуются следующими исходными данными:

НПС и резервуарный парк строятся одновременно;

сроки строительства НПС и резервуарного парка опреде­ ляются в соответствии с нормативными документами продол­ жительности строительства данных объектов в зависимости от их основных технических параметров (производительность, число резервуаров и их единичный объем, местоположение объектов и др.);

обеспеченность материально-техническими ресурсами, строи­ тельными механизмами и кадрами строителей;

принятая продолжительность рабочей смены.

При составлении графика производства работ учитываются также:

• исключение слишком больших пиковых нагрузок при выполне­ нии отдельных видов работ; %

технологическая взаимосвязь между отдельными видами работ на подобъектах;

совмещение подготовительных работ с работами непосредствен­ но на объекте.

Основные стр оительные машины и механизмы. П еречень основных строительных машин и механизмов составляется с учетом объемов вы­ полняемых работ, графика выполнения работ, параллельного ведения

vk.Главаcom/club15268505018. Технология и организаиця апрглишльства| vk.com/id446425943наземныхнеф}Г1етзовь1х объектов 623

vk624.com/club152685050Часть IV Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

работ на подобъектах. Машины доставляются на строительную площадку трейлерами или своим ходом из районов дислокации подрядной органи­ зации. Пример комплекса машин и механизмов, необходимых для строительства НПС с резервуарным парком (3 резервуара единичным объемом 3 тыс. куб. м плюс 2 резервуара единичным объемом 10 тыс. куб. м) приведен в табл. 18.15.1. Персонал, участвующий в строительстве, пред­ ставлен в табл. 18.15.2. Основные строительные материалы поставки под­ рядчика даны в табл. 18.15.3, график поставки основных материалов, оборудования и арматуры приведен в табл. 18.15.4.

Таблица 18.15.1

Примерный перечень основных машин и механизмов *

№ п/п

Наименование

Количество, шт.

 

Экскаватор одноковшовый с емкостью ковша:

 

1

 

4

 

 

1

2

Бульдозер

7

 

Кран грузоподъемностью:

 

3

 

1

 

 

3

4

Кран на гусеничном ходу

2

5

Трубоукладчик

4

6

Трактор-тягач

4

7

Трейлер

1

8

Каток самоходный

2

9

Автогрейдер

1

10

Сварочный агрегат

2

11

Бетоносмеситель

1

12

Автомобиль бортовой

3

13

Автомобили-самосвалы

7

14

Лаборатория контроля общестроительных работ

1

15

Автобус вахтовый

5

16

Бензовоз

2

17

Топливозаправщик

2

13

Электростанция

2

19

13ибратор глубинный

5

20

Вибрационная площадка

2

21

Установка ударно-канатного бурения самоходная

2

22

1Машина бурильно-крановая на автомобиле с глубиной

<2

бурения до 8 м

 

 

23

Катки дорожные самоходные вибрационные, 8 т

2

24

Асфальтобетоноукладчик

1

25

Трубовоз

3

25

1Машина поливомоечная 6000 л

1

27

Агрегат электросварочный на автомобильном прицепе

2D

. 28

Агрегат сварочный

5

а

\ 1реобразователи сварочные с номинальным током 315-50А

2D

vkГлава.com/club15268505018, Технологияиорганизациятуэсшпелъства| vk.com/id446425943наземныхнефтетювыхобъектов 625

Окончание таблица 18.15Л

H i п/п

Наименование

Коямчести , шт.

30

Насосы для водопонижения и водоотлива, кВт

1

31 Агрегаты опрессовочные до 70 м3/ч

2

32

Компрессор

2

33

Компрессор

1

34

Комплексная машина для прокладки кабеля

1

35

Пескоструйный аппарат

1

*Технические характеристики машин и механизмов не приводятся.

Таблица 18.15.2

Персонал, участвующий в строительстве_______

Ntn /n 1

2

3

Категория и персоналы »* состав

'келейность,

чел.

 

Административно-улравленческий персомал

6

Инженерно-технический персонал, всего:

11

в том числе:

 

начальники участков {старшие прорабы)

1

прорабы и мастера

6

специалисты по контролю качества;

2

специалисты по материально-техническому обеспечению

2

Рабочие строительных специальностей, всего:

455

в том числе:

 

механизаторы строительных машин

23

шоферы

15

монтажники строительных конструкций

63

электросварщики 5— 6 р.

47

изолировщики

10

монтажники технологического оборудования 4— 6 р.

45

электромонтажники

30

бетонщики

50

прочие специальности

117

Всего

483

 

 

Таблица 18.15.3

 

Основные строительные материалы

 

№ п/п

Наименование

Единица

Количество

измерения

1

Плиты дорожные

5100

м3

2

Металлоконструкции

т

1350

3

Кирпич силикатный

тыс. шт.

2130

4

Специальная мастика

т

20,5

5

Оцинкованная кроеельная сталь

т

50

6

Песок

м3

26800

7

Асфальтобетон

т

4200

8

Сваи железобетонные

м3

1000

9

Щебень

м3

6000

10

Бетон

м3

3000

vk.com/club152685050626 Часть IV. Технология и. организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Окончание таблица 18,15,3

№ п/п

Наименование

11Трубы електросварные Ду 325 мм и менее

12Трубы стальные технологические Ду 400 мм и менее

13Праймер фирмы «Каваакаме Торе» или аналогичный

14Плиты покрытий ребристые

15Плиты покрытий пустотные

16Блоки фундаментные

17Прочие изделия из сборного железобетона

18Минеата

19Трубы водогазопроводные Ду 65 мм и менее

20Плитка керамическая

21Краски, эмали

22Изопласт

23Пиломатериалы

24Воздуховоды из листовой оцинкованной стали Ду 100 - 710 мм

25Трубы стальные Ду 169 мм — 325 мм

Единица Количество измерения

т98

т60

т3

м3

1000

м3

450

м3

507

м3

4023

м3

660

т25

м? 3000

т13

м2

1170

м3

125

т8

т256

Примечание: данные в таблице приведены для справок.

Таблица 18.15.4

График поставки основных материалов, оборудования и арматуры

N*

Наименование

 

 

 

Месяцы

 

 

 

П/П

поставок

1

2

3

4

5

6

7

 

 

1

Магистральные насосы и

 

 

 

 

 

 

 

электродвигатели

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

Технологическое оборудование

 

 

 

 

 

 

 

3

Запорная арматура, фасонные детали

 

 

 

 

 

 

 

4

Трубы

 

 

 

 

 

 

 

5

Металлоконструкции

 

 

 

 

 

 

 

с

Материалы и оборудование

 

 

 

 

 

 

 

О

электроснабжения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Материалы и оборудование

7водоснабжения, канализации, пожаротушения, теплоснабжения и вентиляции

8Сборный бетон и сборный железобетон

9Кирпич

18.15.2. М о н т а ж стальных вертикальных резервуаров

Наиболее сложным и трудоемким объектом при строительстве НПС являются резервуары и резервуарные парки.

vk.com/club152685050Глава 18. Технологияиорюниэациястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъектов627| vk.com/id446425943

В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные

игоризонтальные стальные, а также железобетонные резервуары. Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называ­

ют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей пло­ щадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационар­ ной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 18.15.2) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м толщиной 4...25 мм со щитовой конической или сферической кровлей.

При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяют­ ся между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля опирается на фермы и на центральную стойку (у резервуаров большой емкости).

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное уда­ ление подтоварной воды.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50 000 куб. м. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.

Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилинд­ рические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 18.15.3).

Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструк­ ции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам: дис­ ковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Д и сковы е крыш и наименее металлоемки, но и наименее надежны, так как появление течи в лю­ бой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее — к ее потоплению. Д вуслойны е крыш и, наоборот, наиболее металлоем­ ки, но и наиболее надежны, поскольку пустотелые короба, обеспечи­ вающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены пере­ городками на отсеки.

Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.

vk.628com/club152685050Часть ГУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100—400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплотняющих затворов (1) различных конструкций.

Рис.

18.15.2.

Вертикальный

цилиндрический резервуар

объемом

5000

куб. ы со щитовой кровлей:

1 — корпус; 2 — щитовая кровля;

3 —

централь)тя

стойка; 4 —

шахтная лестница, 5 —

днище

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов629| vk.com/id446425943

Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резер­ вуаре устанавливают вертикальные направляющие (6) из труб, кото­ рые одновременно служат для размещения устройства измерения уровня и отбора проб нефти. В крайнем нижнем положении плаваю­ щая крыша опирается на стойки (7), расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опорных стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуара и выполнять необходимые ра­ боты.

Рис. 18.15.3.

Резервуар с плавающ ей крышей: 1 — уплотняющий зат вор;

2 — крыша;

3 — шарнирная лестница; 4 — предохранительный клапан;

5 — дренаж ная система; 6 — труба; 7 — стойки; 8 — лю к

Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возмож­ ность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного по­ крова.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном

(типа РВСП) — это резервуары, по конструкции аналогичные резер­ вуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные пла­ вающим на поверхности нефти понтоном. Подобно плавающей кры­ ше понтоны перемещаются по направляющим трубам, снабжены опорными стойками и уплотняющими затворами, тщательно зазем­ лены.

Понтоны бывают металлические и синтетические. М ет алли чески е понт оны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш. С ин­ т ет ический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опираю­ щегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических мате­

vk630.com/club152685050Часть ГУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

риалов в отличие от металлических практически непотопляемы, они монтируются в действующих резервуарах без демонтажа части кров­ ли или корпуса, без применения огневых работ в резервуаре, маломе­ таллоемки.

При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСПК исполь­ зуются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготов­ ления.

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3до 100 куб. м. На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости для сбора утечек.

На резервуарах устанавливаются (рис. 18.15.4):

оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти;

оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

противопожарное оборудование;

приборы контроля и сигнализации.

Рис. 18.15.4. Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов: 1 — светоцой люк; 2 — вентиляционный патрубок; 3 — дыхательный клапан; 4 — огневой предохранитель; 5 замерный люк; 6 прибор для замера уровня; 7 — люк-лаз; 8 — сифонный кран; 9 — хлопушка; 10 — приемо-раздаточный патрубок; 11 — перепускное устройство; 12 управление хлопушкой; 13 — крайнее положение приемо­ раздаточных патрубков по отношению коси лестницы; 14 — предохранительный клапан

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъектов6| vk.com/id446425943 .

К группе оборудования для обеспечения надежной работы резер­ вуаров и снижения потерь нефти относятся:

• дыхательная арматура;

• приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;

• средства защиты от внутренней коррозии;

• оборудование для подогрева нефти.

Д ы хат ельная арм ат ура резервуаров включает в себя дыхатель­ ные (3) и предохранительные (14) клапаны. Назначение дыхатель­ ной арматуры состоит в следующем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них

возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление,

близкое

к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы

этого не

происходило, на резервуарах установлены дыхательные и предохра­ нительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел сраба­ тывания вторы х — на 5—10% выше, они страхуют дыхательные клапаны.

Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при сни­ жении давления в них при опорожнении либо при уменьшении тем­ пературы в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допус­ тимой величины, открываются дыхательные клапаны, в газовое про­ странство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увели­ чиваться, то открываются предохранительные клапаны.

Дыхательная арматура является также первичным средством со­ кращения потерь нефти от испарения. Во-первых, эта арматура нахо­ дится в нормально закрытом состоянии, чем предотвращается венти­ ляция газового пространства резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для насыщения которой должно испа­ риться некоторое количество нефти), как и выпуск паровоздушной смеси из него, происходит не в момент изменения давления в газо­ вом пространстве, а с запаздыванием, определяемым пределами сра­ батывания дыхательной арматуры. Тем самым объем «дыханий», а зна­ чит, и потери нефти уменьшаются.

П ри ем о-раздат очн ы е п ат рубки (10) служат для приема и откачки нефти из резервуаров. Их количество зависит от производительно­ сти закачки-выкачки. На концах приемо-раздаточных патрубков уста­ навливают хлопушки (9), предотвращающие утечку нефти из резер­ вуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и за­ движек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном порядке оснащаются системой управления (12), включающей трос с бараба­

vk.632com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

ном, управляемым снаружи с помощью штурвала, поскольку иначе нельзя произвести откачку. Хлопушки на приемных патрубках, как правило, открываются потоком закачиваемой нефти.

В резервуарах всегда имеется отстоявшаяся подтоварная вода. Ее наличие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса ре­ зервуаров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периоди­ ческое удаление воды через сифонный кран (8) и монтируют п рот ек­ т оры на днище резервуара.

При транспортировке высоковязкой и высокозастывающей нефти резервуары оборудуются средствами подогрева. В основном применя­ ют секционные подогреватели, где в качестве теплоносителя исполь­ зуется насыщенный водяной пар или горячая вода. Секции подогрева­ теля устанавливаются с уклоном по ходудвижения теплоносителя.

Для обслуживания и ремонта резервуаров используется следую­ щее оборудование:

люк-лаз;

люк замерный;

люк световой;

лестница.

Лю к а з (7) размещается в первом поясе и служит для проникно­

вения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в ре­ зервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (про­ текторы, детали понтонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.

Л ю к зам ерны й (5) служит для ручного замера уровней нефти и под­ товарной воды, а также для отбора проб пробоотборником.

Л ю к свет овой (1) предназначен для обеспечения доступа солнеч­ ного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоско­ пии, ремонте и зачистке.

Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара. Л ест ница (15) служит для подъема персонала на крышу резервуа­

ра. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 60i, снабжены перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с ко­ торой размещается замерный люк.

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожароту­ шения и охлаждения.

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроительстваназемных,нефтегазовыхобъектовбЗЗ| vk.com/id446425943

Втех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивно­ го теплоотвода. Конструктивно огневой предохранитель представля­ ет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе по­ мещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрирован­ ной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.

Вслучае возникновения пожара тушение горящей в резервуарах нефти производят пеной, изолирующей поверхность горючей жид­ кости от кислорода воздуха. Для подачи пены в резервуары использу­ ются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногенераторы

типа ГВПС (воздушно-механическая пена), монтируемые в верхнем поясе резервуаров.

Впоследнее время начинает внедряться способ подслойной подачи пены в очаг горения. Имеющийся опыт показывает, что эффективность пожаротушения указанным способом существенно выше по сравнению

сверхней подачей пены.

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:

местные и дистанционные измерители уровня нефти;

сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уров­ ней нефти;

дистанционные измерители средней температуры нефти в ре­ зервуаре;

местные и дистанционные измерители температуры жидкости

врайоне приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резер­ вуаров средствами подогрева);

сниженный пробоотборник и др.

Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также сниженные пробоотборники применяются для целей учета и контроля ее качества. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефти, находят массу продукта в резервуаре. Средняя плотность находится на основе отбора средних проб и с уче­ том средней температуры жидкости по высоте резервуара. Для изме­ рения массы, уровня и отбора проб нефти в резервуарах применяют­ ся системы дистанционного замера уровня: «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и другие местные уровнемеры типа УДУ, сниженные про­ боотборники типа ПСР.

vk634.com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Измерительно-вычислительная система «Кор-Вол» обеспечивает из­ мерение уровня и средней температуры, сигнализацию оперативных уровней, вычисление количества нефти в резервуарах. Система действует по принципу следящего регулирования за перемещением поплавка на поверхности нефти. Для измерения средней температу­ ры используется комплект термометров сопротивления, смонтирован­ ных на несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи поплавка.

Для местного контроля за уровнем взлива нефти в резервуарах со станционной крышей применяются указатели уровня типа УДУ (6), принцип работы которых основан на определении положения поплав­ ка, плавающего на поверхности нефти и перемещающегося вместе с ее уровнем.

Для отбора средних проб нефти из резервуаров применяются стацио­ нарныепробоотборникитипа ПСРилитипа «перфорированная труба».

Особенности оборудования резервуаров с плавающими крыша­ ми. Отличительной особенностью этих резервуаров является то, что световой и замерный люки, дыхательные клапаны монтируются не­ посредственно на плавающей крыше. Необходимость в установке дыхательных клапанов возникает в связи с тем, что при опорожнении резервуара ниже высоты опорных стоек под плавающей крышей об­ разуется газовое пространство. При последующем заполнении резер­ вуара эта газовая «подушка», вытесняясь через зазор между стенкой и коробом, может создать перекосы плавающей крыши и вызвать ее заклинивание. Чтобы этого не происходило, выпуск газовой фазы изпод плавающей крыши производят организованно — через дыхатель­ ные клапаны.

Дополнительно на плавающей крыше монтируются водоприемник дренажной системы, катучая лестница с направляющими, патрубки для крепления опорных стоек, устройства для заземления и люк-лаз.

Дренажная система служит для отвода ливневых вод в канализа­ цию. Сток воды к центру крыши обеспечивается за счет постоянного уклона к водоприемнику. Водоприемник приварен к плавающей кры­ ше и снабжен запорным устройством поплавкового типа. Системой водоспуска, выполненной из шарнирно состыкованных стальных труб или гибких резинотканевых рукавов, водоспуск соединяется с дре­ нажным патрубком, вваренным в первый пояс резервуара. Эта си­ стема является слабым звеном плавающих крыш особенно в холодное время года.

Катучая лестница служит для спуска персонала на поверхность пла­ вающей крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирает­

vkГлава.com/club15268505018. Технолопшиорганизациястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъектов635| vk.com/id446425943

ся на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, служа­ щей для подъема на кольцевую площадку резервуара. Нижний конец лестницы, снабженный катками, при вертикальном перемещении кры­ ши движется горизонтально по специальным направляющим (рельсам).

В центральной части плавающей крыши установлен дополнит ель­ ный лю к -лаз. Люк-лаз и световой люк располагают диаметрально про­ тивоположно.

Общий вид резервуарного парка представлен на рис. 18.15.5 (см. цветную вклейку).

Рассмотрим способы и очередность монтажа вертикальных сталь­ ных резервуаров.

Основным методом сооружения резервуаров является метод рулонирования, при котором стенки, днища, центральные части плаваю­ щих крыш и понтонов поставляют на монтажную площадку в виде рулонированных полотнищ, а покрытия, короба понтонов и плаваю­ щих крыш, кольца жесткости и другие конструкции — укрупненны­ ми элементами. Кроме того, применяется метод полистовой сборки резервуаров. До начала монтажа резервуара сооружается фундамент.

Транспортирование рулонированной конструкции высотой до 12 м производится на четырехосной железнодорожной платформе грузо­ подъемностью 60 т, высотой 18 м — на железнодорожном транспор­ тере сцепного типа грузоподъемностью 120 т или на четырехосной железнодорожной платформе грузоподъемностью 60 т с двумя плат­ формами прикрытия.

М онтаж днишд. Монтаж днища, состоящего из центральной ру­ лонированной части и окраек, производят в следующем порядке:

• укладывают в проектное положение окрайки, контролируя пра­ вильность их укладки с помощью разметочного приспособления, закрепленного в центре основания. При монтаже резервуаров объемом более 20 000 куб. м окрайки следует укладывать по ра­ диусу, превышающему проектный на величину усадки кольца окраек после сварки (10—15 мм), что должно быть предусмотре­ но ППР. По окончании сборки кольца окраек необходимо про­ верить отсутствие изломов в стыках окраек, отсутствие проги­ бов и выпуклостей, горизонтальность кольца окраек;

прихватывают собранное кольцо окраек и сваривают радиаль­ ные стыки;

накатывают рулоны днища на основание по специально устро­ енному пандусу;

развертывают рулоны днища с учетом наименьшего перекатыва­ ния рулонов на одном участке основания и с последующим

vk.com/club152685050636 Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

перемещением развернутых полотнищ в проектное положение, соблюдая следующий порядок:

устанавливают рулон в исходное положение для развертывания

исрезают удерживающие планки;

развернув наружное полотнище, перемещают его в положение, близкое к проектному. Таким же образом развертывают осталь­ ные полотнища;

устанавливают центральное полотнище в проектное положение;

параллельно прямолинейным кромкам полотнища наносят рис­ ки на расстоянии величины нахлестки полотнищ. По рискам приваривают ограничительные пластины и с помощью тракто­ ра смещают промежуточные полотнища в проектное положение (цо упора о ограничительные пластины). Аналогичным образом укладывают остальные полотнища;

сваривают днище в соответствии с требованиями ППР. Перед сваркой необходимо проверить: соответствие размеров днища проектным; соблюдение размеров в нахлесточных соединениях, особенно в местах двойной нахлестки; предусмотренное проек­ том расположение окраек относительно средней части днища; правильность размещения и зачистку прихваток.

М онтаж плавающей крыши. Центральную часть плавающей кры ­ ши (понтона) монтируют после разметки днища резервуара и прихват­ ки плит под опорные стойки в следующем порядке:

• накатывают рулоны и развертывают их на днище резервуара;

развернутые элементы центральной части плавающей крыши сваривают между собой. Центральный монтажный стык сва­ ривают на треть длины, начиная от центра в обе стороны и на всю длину, когда открытый (ребристо-кольцевой) понтон сва­ ривают из отдельных элементов, собираемых на монтажной площадке;

по окончании сборки и сварки полотнищ центральной части про­ веряют правильность расположения центральной части относи­ тельно криволинейной кромки окраек и прихватывают днище плавающей крыши (понтона) к днищу резервуара.

После завершения монтажа центральной части плавающей кры­ ши (понтона) на нее переносят центр днища резервуара, закрепляют в центре разметочное приспособление и производят разметку коль­ цевых рисок установки подкладного листа под монтажную стойку (на 10 мм больше радиуса подкладного листа) и контроль вертикальности монтажной стойки (размер определяется в зависимости от диаметра центрального щита). Кроме того, наносят риски, определяющие по­

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроител| vk.com/id446425943ьстваназемныхнефтегазовыхобъектов637

ложение опорных стоек плавающей крыши (понтона) и места привар­ ки скоб для крепления расчалок монтажной стойки.

М онтаж стенки. Установка рулонов в вертикальное положение производится с опиранием на шарнир краном, перемещающимся в процессе подъема по специально подготовленной площадке. Рулон может быть поднят в вертикальное положение двумя кранами без опорного шарнира.

Монтажную стойку, используемую для укладки щитов покрытия, устанавливают в центре днища резервуара.

До начала развертывания рулона стенки к днищу резервуара по кольцевой риске приваривают ограничительные уголки с интерва­ лом 250—300 мм. В зоне вертикального монтажного стыка на расстоянии 3 мв обе стороны от стыка по окончании формообразования концов полотнищ приваривают ограничительные уголки. Развер­ тывание рулона производят трактором с помощью каната и тяговой скобы, привариваемой к рулону на высоте 500 мм.

Элементы опорного кольца и колец жесткости устанавливают по мере развертывания полотнища стенки. Предварительно верх стен­ ки в местах установки колец с помощью расчалок и переносной ско­ бы выводят в проектное положение.

После установки второго и последующего элементов, прихватки и приварки их к стенке проверяют вертикальность стенки по отвесам и только тогда производят сварку элементов между собой. Установку элементов кольца жесткости ведут аналогично установке элементов опорного кольца.

М он таж стационарны х покрытий. П ервым укладывают началь­ ный щит, имеющий две несущие балки, затем промежуточные щиты, имеющие по одной несущей балке, и в последнюю очередь укладывают замыкающий щит, не имеющий несущих балок. Пер­ вый щит покрытия устанавливают по разметке. Плоские щиты сна­ чала опускают вершиной на центральную стойку. После закрепле­ ния вершины щита болтами опускают основание щита с ловителя­ ми на стенку резервуара. Щиты прихватывают к стенке резервуара и друг к другу.

Монтаж резервуаров с горизонтальным развертыванием стенок.

Технологию монтажа резервуаров, характеризующуюся горизонталь­ ным развертыванием рулонов стенок на специальном стенде-кондук­ торе с последующей установкой изготовленного на стенде блока стен­ ки в проектное вертикальное положение, целесообразно применять для резервуаров объемами 20 000 куб. м и более, особенно при соору­ жении парка резервуаров. Остальные конструктивные элементы:

vk.638com/club152685050Часть TV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

днища, плавающие крыши, покрытия и другие — монтируются спосо­ бами в соответствии с вышерассмотренными разделами.

Рулон стенки с помощью одного-двух кранов укладывается в гори­ зонтальном положении на опору, которая устанавливается рядом со стендом (рис. 18.15.6). К начальной кромке рулонированного полотни­ ща прикрепляется тяговая балка, оборудованная отводными блоками, через которые тросы идут на две электролебедки с тяговым усилием О = 8 тс каждая. После обрезки удерживающих планок с соблюдени­ ем необходимых мер предосторожности производят развертывание и натаскивание полотнища на стенд.

4 3

Рис. 18.15.6. Схема горизонтального развертывания рулона и надвигания полотнища стенки на стенд: 1 стенд; 2 — опора; 3 — рулон; 4 полотнище стенки; 5 электрические лебЬдки

На закрепленном на стенде полотнище монтируются другие конст­ руктивные элементы стенки (для резервуаров с плавающей крышей — элементы верхней кольцевой площадки и промежуточных колец жесткости). После установки блока в проектное положение его раскре­ пляют расчалками, приваривают стенку к днищу резервуара с наруж­

vkГлава.com/club15268505018. Технологияиорганизациястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъектов639| vk.com/id446425943

ной стороны, разбирают и отсоединяют от полотнища стенд, который используют для монтажа следующих блоков.

М он таж резервуаров полистовым методом . Технологический про - цесс сборки и сварки днищ резервуаров и центральных частей пла­ вающих крыш (понтонов), монтируемых из рулонных заготовок, с це­ лью получения минимальных сварочных деформаций должен преду­ сматривать следующий порядок производства работ:

монтируют окрайки днища, собирая стыки между ними на оста­ ющейся подкладке с зазором клиновидной формы, равным у пе­ риферии 4—6 мм, а удругого конца стыка 10—12 мм. Стыки закрепляют гребенками и сваривают на длине 200—250 мм в мес­ тах примыкания стенки;

монтируют рулонированные полотнища днища резервуара и сва­ ривают соединения между ними только на площади, закрывае­ мой впоследствии днищем плавающей крыши (понтона), не до­ варивая концы стыков на 2 м;

после приварки на днище плит под опорные стойки и испытания сварных соединений днища резервуара на герметичность мон­

тируют полотнища плавающей крыши (понтона). Соединения между ними не доваривают по концам на длину 2 м;

монтируют первый пояс стенки резервуара, сваривают его вер­ тикальные стыки, затем приваривают к окрайкам днища;

после сварки пояса с окрайками зазор в стыках окраек стано­ вится нормальным, и стыки сваривают по всей их длине. За­ тем собирают полотнища днища резервуара с окрайками и приваривают их. В последнюю очередь заканчивают сварку соединений между полотнищами, которые оставляли не сва­ ренными;

днище плавающей крыши (понтона) после монтажа и сварки вто­ рого пояса стенки резервуара, монтажа и сварки коробов пон­ тона собирают и сваривают (рис. 18.15.7) вначале с ребром пон­ тона, затем заваривают соединения между полотнищами, кото­ рые ранее оставались не сваренными.

Монтаж плавающей крыши, ее подъем для установки опорных сто­ ек, монтаж оборудования и направляющих крыши выполняют в той же последовательности, что на резервуарах со стенкой из рулонных заготовок.

Испытания и приемка резервуаров. И спы тание резервуаров по­ вышенного давления (> 0,002 МПа) производится в соответствии с требованиями, приведенными в проекте, с учетом их конструктивных особенностей.

vk.640com/club152685050Часть IV Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

При испытании резервуаров низкого давления 0,002 МПа) на проч­ ность и устойчивость избыточное давление принимается на 25%, а вакуум на 50% больше проектной величины, если в проекте нет других указаний, а продолжительность нагрузки 30 мин. Создание избыточно­ го давления и вакуума осуществляют либо с помощью налива или слива при закрытых люках и штуцерах, либо с помощью компрессоров и вакуумных насосов.

Рис. 18.15.7. С х е м а с б о р к и и с в а р к и д н и щ а и з л и с т о в : 1 о к р а й к а ; 2 п е р и ф ер и й н ы е л и с т ы ; 3 з о н а ; 4 — ш ов м е ж д у зо н а м и ; 5 ш о в м е ж д у п е р и ф е р и й н ы м и л и с т а м и и зо н а м и ; 6 с т е н к а

Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в его процессе на поверхности стенки или по краям днища не появятся течи, уровень воды не будет снижаться, а осадка резервуара будет соот­ ветствоватьтребованиям проекта. На резервуар, прошедший испытания, составляется приемочный акт, а при сдаче в эксплуатацию*— паспорт.

18.16. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО УСТРОЙСТВУ МОРСКОГО НЕФТЕНАЛИВНОГО ТЕРМИНАЛА

Всостав работ по сооружению терминала входят:

строительные работы по гидротехническим сооружениям;

vk.Главаcom/club15268505018. Технологияиорганизациястроительстваназемныхнефтегазовыхобъектов641| vk.com/id446425943

• строительно-монтажные работы по береговым зданиям и соору­ жениям, технологическим площадкам и резервуарному парку.

Работы по строительству гидротехнических сооружений и бере­ говых сооружений ведутся параллельно разными подрядными орга­ низациями. Далее мы будем рассматривать строительство только бе­ реговых сооружений, так как гидротехнические сооружения состав­ ляют пирсы, дамбы, причальные стенки и другие причальные устройства, к строительству которых предъявляются требования, как к портовым сооружениям.

Продолжительность строительства береговых сооружений терми­ нала — 18 месяцев. В состав работ подготовительного периода входят:

а) подготовительныеработы вне площадки береговых сооружений,

вкоторые входят:

строительство временной стройбазы;

строительство временного жилого поселка для строителей;

устройство подъездной автодороги к площадке береговых соору­ жений, используемой для нужд строительства;

прокладка инженерных коммуникаций от точек подключения

вближайшем населенном пункте до распределительного устрой­ ства на площадке береговых сооружений;

разработка карьеров (при необходимости);

б) подготовительные работы на площадке береговых сооружений,

вкоторые входят:

по постоянным сооружениям:

расчистка территории;

снятие и перемещение во временный отвал растительного грунта;

планировка территории;

разбивка геодезической опорной сети;

возведение постоянных зданий и сооружений, используемых для нужд строительства, в том числе гаражный комплекс с на­ весом-стоянкой;

по временным сооружениям:

организация временного водоотвода;

устройство временных проездов по стройплощадке, времен­ ного подъезда к базе подрядчика из сборных железобетонных плит по слою песка толщиной 0,2 м;

устройство временного ограждения стройплощадки;

завоз и размещение мобильных (инвентарных) зданий адми­ нистративно-бытового, производственного и складского на­ значения;

vk.642ЧастьГУcom/club152685050. Технологияиорганизациястроительстеанефтегазовыхобъект| vk.com/id446425943

противопожарные мероприятия, освещение стройплощадки, устройство временных инженерных сетей;

подготовка площадки для стоянки техники, складирования конструкций, укрупнительной сборки узлов технологическо­ го оборудования и трубопроводов у основных объектов строи­ тельства;

организация приобъектных складов конструкций и материа­ лов и оборудования;

перебазировка строительных машин и механизмов. Производство основных видов работ по строительству берего­

вых сооружений морского нефтеналивного терминала не отлича­ ется от аналогичных работ по другим наземным объектам нефтя­ ной и газовой промышленности, поэтому в данном разделе не рас­ сматривается.

18.17. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА

Основные технологические комплексы и сооружения установок комплексной подготовки газа на газовых месторождениях, а также принципиальные схемы и генпланы изучены в главе 9. В этом разделе рассмотрим общие положения организации строительно-монтажных работ по сооружению установки комплексной подготовки газа для северных районов. Проектом данной установки предусматривается применение при строительстве блоков, блок-боксов, блок-понтона котельной установки, технологических блоков, а также зданий и со­ оружений, выполненных традиционным методом.

Общестроительные работы выполняются с применением органи­ зационно-технологических решений, приведенных в п. 18.2—18.10.

Втабл. 18.17.1 приведен примерный перечень машин, механизмов

иприспособлений, применяемых для монтажа оборудования, зданий

исооружений УКПГ. Марки машин и механизмов для конкретного проекта УКПГ могут быть иными, в данном случае они приводятся для

примера. * Наиболее сложными и трудоемкими работами при строительстве

установок комплексной подготовки газа являются работы по монта­ жу и установке в проектное положение абсорберов. Монтаж абсор­ беров может выполняться различными методами в зависимости от технического оснащения монтажной организации. Рассмотрим мон­ таж абсорбера краном и двумя трубоукладчиками с применением шарнира.

vk.com/club152685050Глава IS. Технологияиорганизация|апрvkоит.com/id446425943ельстбтшаземныхнефтегазовыхобъектов 643

Таблица 18.17.1 Перечень машин, механизмов и приспособлений

№п/Г Наименование

Марка, шифр

Един, изиер.

Количество

Техническая

характеристика

 

 

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

<ран гусеничный Тоже Трубоукладчик То же

Сварочный

выпрямитель Сварочная установка Тоже То же

Дизельная

электростанция

Траверса То же

Кассета для монтажа панелей типа АПС-1С

4-ветвевой строп

2-ветвевой строп Тоже Одинарный строп То же Тоже

Одинарный строп с полуавтоматическим замком

Кольцевой строп То же Канат 19,5 Н-160-1

Страховочный трос 1Тояс монтажный Пеньковые оттяжки Приставная лестница Тоже Стремянка

Деревянный трап Автовышка Автомобиль бортовой Трубовоз Шарнир Подставка Стеллаж Стеллаж

Приспособление для монтажа абсорберов

РДК-25 КС-8165 COMATSU САТ-594

ВКСМ-1001

ВДУ-504 УС-41 СДУ-26

ДЭС-75

5257-00.00.000 '

5258-00.00.000

ПН.896-000ПС

ПН.579-000-05 ПН.647-000-04 ПН.523-000-01 ПН.669-000-04 ПН.668-000-02 ПН.671-000-05

Н.019-00.00.000

ПН.656-000-03

ПН.642-000

ПН.156-00.000-01

Н.040.00.000 ПН.864-000 ПН.354-000 896-450-Л ПС-16

УРАЛ-375 УРАЛ-375 ПН.818-000-1 ПН.806-000 ПН.776-000 ПН.777-000

шг.

1 н

длина стрелы =27,5

шг.

1

длина стрелы =22,5

шг.

2

грузоподъемность 90,7 т

шг.

2

грузоподъемность 90,7 т

шг.

2

на 6 постов

шг.

1

на 4 поста

шг.

1

на 4 поста

шг.

2

на 2 поста

шг.

2

 

шг.

1

шг.

1

шг.

1

шг.

2

Q = 5 T C ; 1 = 5,01 м

шг.

2

Q = 4 T C ; 1_=5,01 м

шг.

1

0 = 1,6тс; L= 2,2М

шг.

4

Q =5 T C ; L= 5 м

шг.

4

Q = 4 T C ; L = 3 , 5 M

шг.

4

Q =8 тс; L= 8 м

шг.

6

Q = 5 T C ; L=2,45 м

шг.

4

Q =3 2 T C ; L= 8 м

шг.

4

0 = 1 ,2 5 тс; 7 = 1,5м

шг.

2

L =36 М

шг.

18

L= 12 м

шг.

12

диаметр 20 мм

п. м

140

шг.

4

L = 8,5 м

шг.

4

L = 2,5 м

шг.

4 .

Н =3,2 м

шг.

12

2,4x0,4 м

шг.

2

шг.

3 .

шг.

3

шг.

1

шг.

1

шг.

3

шг.

2

шг.

2

Для монтажа абсорберов

vk644.com/club152685050Часть ТУ. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

Подготовка монтажной площадки включает в себя следующие работы:

• подсыпку монтажной площадки размером 18x40 м на террито­ рии технологического корпуса подготовки газа с последующим уплотнением и планировкой на отметку —ОД1 ниже уровня пола;

доставку на монтажную площадку необходимой оснастки и при­ способлений;

укладку железобетонных плит или шпал в месте установки шар­ нира;

установку шарнира на месте монтажа абсорбера с закреплением его к фундаменту абсорбера электросваркой.

Подготовительные работы включают в себя:

• прикрепление абсорбера к ложементу шарнира при помощи ме­ таллического бандажа и сегмента шарнира к опорной части аб­ сорбера при помощи 6 высокопрочных болтов, входящих в ком­ плект шарнира;

покрытие транспортерной лентой с использованием проволоч­ ных закруток места строповки абсорбера;

установку в рабочее положение трубоукладчика, застропление абсорбер стропами на расстоянии 7—8 м от основания;

закрепление тормозной оттяжки к абсорберу на зажимах. Дру­ гой конец оттяжки прикрепляется к форкопу трубоукладчика на зажимах.

Подъем абсорбера производится в следующем порядке:

при одновременной работе крана и трубоукладчиков (если подъ­ ем производится краном и трубоукладчиком) абсорбер припод­ нимается на 0,5 м и проверяется такелажная оснастка;

продолжая подъем, поворотом стрелы крана абсорбер выводит­ ся на угол 70° по отношению к горизонтали. Подъем абсорбера следует выполнять плавно без рывков и перекосов относитель­ но шарнира;

при достижении абсорбером утла 70° включаются в работу тор­ мозные оттяжки. Передвигая трубоукладчики, абсорбер плавно

опускают на фундамент. При подъеме абсорбера в’проектное положение следует ограничить поворот стрелы крана в преде­ лах 96°. В качестве тормозной оттяжки применяется канат дли­ ной 36 м, один конец которого закреплен к абсорберу на высоте 13,5 м на зажимах;

• после закрепления абсорбера на фундаменте в проектное положе­ ние, он освобождается от шарнира, а шарнир — от фундамента.

vk.com/club152685050Глава18. Технологияиортнизаирястроителъстваназемныхнефтегазовыхобъектов645| vk.com/id446425943

Можно осуществлять монтаж адсорберов также двумя трубоуклад­ чиками с применением шарнира.

РЕЗЮМЕ

Технологии и организация наземного строительства определяются основными особенностями наземных нефтегазовых сооружений,

втом числе:

рассредоточенностью, сравнительной малообъемностью, разме­ щением большинства наземных объектов в отдаленных трудно­ доступных районах со сложными геокриологическими условия­ ми и слаборазвитой инфраструктурой;

использованием высокоиндустриальных технических решений (блочно-комплектные устройства, сборные, облегченные конст­

рукции, разделение работ нулевого и подготовительного циклов);

• преимущественно разъездным и вахтовым характером труда строителей.

В основе технологии строительства объектов лежит принцип ве­ дения работ поточно-совмещенным методом.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1. В чем заключаются особенности наземных нефтегазовых объ­ ектов?

2.Охарактеризуйте основные направления совершенствования ор­ ганизационно-технологических решений при сооружении наземных объектов.

3.Какие проектные документы определяют организацию строи­ тельства наземных объектов?

4.В чем состоят различия проекта организации строительства и проекта производства работ?

5.Охарактеризуйте разбивку процесса строительства наземного объекта на укрупненные комплексы работ.

6.Чем отличаются работы подготовительного периода для линей­ ных (глава 17) и наземных нефтегазовых объектов?

7.Охарактеризуйте основные подготовительные работы на пло­ щадке строящегося наземного объекта.

8.Назовите основные различия в организации земляных работ на линейных и наземных нефтегазовых объектах.

9.Какие работы входят в состав общестроительных работ на на­ земных нефтегазовых объектах?

vk.646com/club152685050Часть IV. Технология и организация| vk.com/id446425943строительства нефтегазовых объектов

10.Чем определяются основные конструктивные схемы блочных уст­

ройств?

И.Охарактеризуйте структуру строительных потоков при строи­ тельстве компрессорной станции.

12.Почему третий этап строительства КА выполняется поточнорасчлененным методом, а не полностью поточным?

13.Какие работы выполняются на третьем этапе строительства КС ?

14.Есть ли принципиальные различия в организации строительст­

ва К С иН П С ?

15. Назовите и охарактеризуйте основные типы резервуаров. ЛИТЕРАТУРА

1. К орш акА Л . Основы нефтегазового дела. Проектирование, соору­ жение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Учеб, пособие /А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. - 2 - е изд. —Уфа, 2000.

2. Л ап т ев А.А. Методология организации управления проектами строительства наземных объектов магистральных трубопроводов. — Тюмень: Слово, 2003.

3.Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебникдля вузов /А.М. Шаммазов, В.Н. Александров, АИ. Голь­ янов и др. — М.: Недра: Недра-Бизнесцентр, 2003.

4.Современные методы строительства компрессорных станций ма­ гистральных газопроводов / В.Ф. Крамской, Л.Г. Телегин, В.В. Ново­ селов и др. — М.: Недра, 1999.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УПРАВЛЕНИЕ и НЕФТЕГАЗОСТРОИТЕЛЬНЫМИ F ПРОЕКТАМИ

Г7УАВА19. ОСНОВЫ УПРАВЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОСТРОИТЕЛЬНЫМИ ПРОЕКТАМИ

19.1.Основные положения

19.2.Структуризация проекта.

19.3.Функции и подсистемы управления проектами

19.4.Переход компании к проектному управлению: задачи и этапы решения.

19.5.Порядок проектирования нефтегазовых объектов

19.6.Разработка проекта

19.6.1.Планирование проекта

19.6.2.Организация управления проектом

19.6.3.Схемы финансирования проектов

19.6.4.Оценка эффективности проекта

19.7.Управление проектом

19.7.1.Торги и договоры (контракты)

19.7.2.Контроль и регулирование проекта

19.7.3.Управление изменениями

19.7.4.Управление материально-техническими ресурсами.

19.7.5.Управление человеческими ресурсами проекта.

19.7.6.Управление коммуникациями.

19.8.Завершение проекта.

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

19.1.ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В данной главе приведены основные понятия и принципы управ­ ления проектами. Для более глубокого изучения рекомендуем обра­ титься к специализированным изданиям [1—4].

Понятие проект объединяет разнообразные виды деятельности, характеризуемые рядом общих признаков, наиболее общими из ко­ торых являются следующие:

направленность на достижение конкретных целей, определен­ ных результатов;

координированное выполнение многочисленных, взаимосвязан­ ных действий;

ограниченная протяженность во времени с определенным нача­ лом и концом.

vk.648com/club152685050Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

Проект как система деятельности существует ровно столько време­ ни, сколько его требуется для получения конечного результата. Концепция проекта, однако, не противоречит концепции компании и вполне совместима с ней. Более того, проект часто становится основ­ ной формой деятельности компании (см. главу 21).

В общем случае проект некоторая задача с определенными ис­ ходными данными и требуемыми результатами (целями), обусловли­ вающими способ ее решения. Проект включает в себя замысел (про­ блему), средства его реализации (решения проблемы) и получаемые в процессе реализации результаты.

Инвестиционный проект понимается как инвестиционная акция, предусматривающая вложение определенного количества ресурсов, в том числе интеллектуальных, финансовых, материальных, челове­ ческих, для получения запланированного результата и достижения определенных целей в обусловленные сроки. Финансовым результа­ том инвестиционного проекта чаще всего является прибыль (доход), материально-вещественным результатом — новые или реконструи­ рованные основные фонды (объекты) или приобретение и использо­ вание финансовых инструментов или нематериальных активов с по­ следующим получением дохода.

В том случае, когда в качестве результатов реализации проекта выступают некоторые физические объекты (здания, сооружения, производственный комплексы), определение проекта может быть конкретизировано следующим образом: проект —целенаправленное, заранее проработанное и запланированное создание или модерниза­ ция физических объектов, технологических процессов, технической и организационной документации для них, материальных, финансо­ вых, трудовых и иных ресурсов, а также управленческих решений и мероприятий по их выполнению.

Профамма — проекты или проект, отличающийся особой слож­ ностью создаваемой продукции и/или методов управления его осу­ ществлением. При таком подходе термин проект, как правило, связы­ вается с относительно краткосрочными целями.

Проект функционирует в определенном окружении, включающем внутренние и внешние компоненты, учитывающие экономические, политические, социальные, технологические, нормативные, культур­ ные и иные факторы. Проект всегда нацелен на результат, на дости­ жение определенных целей, на определенную предметную область. Реализация проекта осуществляется полномочным руководством про­ екта, менеджером проекта и командой проекта, работающей под этим руководством, другими участниками проекта, выполняющими от­

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 649

дельные специфические виды деятельности, процессы по проекту. В работах по проекту, как правило, на условиях частичной занятости, могут участвовать представители линейных и функциональных под­ разделений компаний, ответственных за выполнение возложенных на них заданий, видов деятельности, функций, включая планирование, руководство, контроль, организацию, администрирование и другие общесистемные функции.

Управляемыми параметрами проекта являются:

объемы работ и виды работ по проекту;

стоимость, издержки, расходы по проекту;

временные параметры, включающие сроки, продолжительность

ирезервы выполнения работ, этапов, фаз проекта; а также взаи­

мосвязи работ;

ресурсы, требуемые для осуществления проекта, в том числе: человеческие или трудовые, финансовые, материально-техниче­ ские, разделяемые на строительные материалы, машины, обо­ рудование, комплектующие изделия и детали; а также ограни­

чения по ресурсам;

качество проектных решений, применяемых ресурсов, компо­ нентов проекта и пр.

Проект и процесс его реализации являются сложной системой, в которой сам проект выступает как управляемая подсистема, а управ­ ляющей подсистемой является управление проектом.

Управление проектом представляет собой методологию органи­ зации, планирования, руководства, координации человеческих и ма­ териальныхресурсов на протяж ении э/сизненного цикла проекта (или также проектного цикла), направленную на эффективное достиже­ ние его целей путем применения системы современных методов, тех­ ники и технологий управления для достижения определенных в про­ екте результатов по составу и объему работ, стоимости, времени, качеству.

Для эффективного управления проектами система должна быть хорошо структурирована.

Основной структурной единицей участников проекта является команда проекта специальная группа, которая становится само­ стоятельным участником проекта (или входит в состав одного из этих участников) и осуществляет управление инвестиционным процессом в рамках проекта.

Реализация проекта происходит в рамках организационной формы, структура которой в значительной степени влияет на сам проект. Раз­ личают:

vk.650com/club152685050Часть V. Управлениенефтегазостроителънымипроектами| vk.com/id446425943

функциональную структуру. В качестве ее разновидности может применяться дивизиональная форма организации управления, сформированная по региональному, продуктовому или техноло­ гическому признаку;

проектную структуру,

матричную структуру. Могут быть выделены три ее разновид­ ности: слабая матрица, когда координатор проекта отвечает за координацию задач по проекту, но имеет ограниченную власть над ресурсами; сбалансированная матрица, когда менеджер про­ екта координирует все работы и разделяет ответственность за достижение цели с руководителями функциональных подразде­ лений; жесткая матрица, когда менеджер проекта обладает мак­ симальными полномочиями, но и несет полную ответственность за выполнение задач проекта.

Жизненный цикл проекта (промежуток врем ени между м ом ен ­ том появления, зарождения проекта и моментом его ликвидации, за­ вершения) является исходным понятием для исследования проблем финансирования работ по проекту и принятия соответствующих ре­ шений. Укрупненно жизненный цикл проекта можно разделить на три основные смысловые фазы: предынвестиционную, инвестиционную и эксплуатационную.

Дальнейшее разбиение существенно зависит от специфики про­ екта. Так, жизненный цикл может делиться на четыре фазы:

концептуальную, включающую формулирование целей, анализ инвестиционных возможностей, обоснование осуществимости (технико-экономическое обоснование) и планирование проекта;

фазуразработки проекта, в состав которой входят определение структуры работ и исполнителей, построение календарных гра­ фиков работ, бюджета проекта, разработку проектно-сметной

документации, переговоры и заключение контрактов с подряд­ чиками и поставщиками;

фазу выполнения проекта, состоящую из работ по реализации про­ екта, включая строительство, маркетинг, обучение персонала;

фазу завершения проекта, включающую в общем случае прие­ мочные испытания, опытную эксплуатацию и сдачу проекта в эксплуатацию.

эксплуатационную, охватывающую приемку и запуск, замену оборудования, расширение, модернизацию, инновацию.

Содержание фаз жизненного цикла проекта представлено в табл. 19.1.1. В функции управления проектом входят: планирование, контроль, анализ, принятие решений, составление и сопровождение бюджета

Глава 19. Основы управления нефтегазостроительными проектами 651

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

 

 

 

s “ i

СО i

 

сг

 

 

 

^

 

= S <? I

 

 

 

 

g ш g

^ С

Lo 2

 

 

 

^

2 п

!■5

£

\0

 

 

X6 з

5

45

м

 

• < . Q . О. ; g s s к <

 

 

СТ> О. О- о

СО о

Д t О ♦ j

 

 

т— СУ СО СТГ с

 

н

 

 

 

 

 

 

 

 

05 О

 

 

 

 

 

 

S

х

 

I

«J

 

 

X £

 

 

 

0>с

 

 

 

 

 

 

3

45 <4

 

 

 

 

 

 

I-

*—

 

 

 

 

Содержание фаз жизненного цикла проектов

__ хО »

«п с о

^ с

- СО

.. то

- о

т— Q-CSj О СО *Г ч

 

 

 

 

 

f4 - ^

£

3

3

 

 

 

X О _ ==

 

t g s

 

 

 

21i о 9-

 

® 2 о

5 х J

 

I i %'S о

О5 5£ оЯ.?т 5г о*“■F£ : '

х

at со I о

 

©

I Ь

3 5 СО

 

LP £ О.^

 

 

fl <t X

 

 

 

 

.. j r t S ^ E t v o

 

 

 

 

 

Q - O / ?

0 □

* о 3 5 .

х ^

X0.0

 

 

 

 

= ?■

I I

е-1

<5 аз о.

 

 

 

£ *

о

 

;icD ц I

Q Ьсм &g<v> О * «=Т

 

| 1 Ш ’

ГQ-wrt Qйо———О «

*

_О «о„ л ' о о . С

О Q . Q O О Р > 1

vk.com/club152685050652 Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

о

а

<

ю

<0

н

Структура функций, подсистем и методов управления проектами

vk.com/club152685050Глава 19. Основы управления|нефтегазостроительнымиvk.com/id446425943проектами 653

проекта, организацию осуществления, мониторинг, оценку, отчетность, экспертизу, проверку и приемку, бухгалтерский учет, администриро­ вание.

Подсистемы управления проектом включают в себя: управление содержанием и объемами работ, управление временем, продолжи­ тельностью, управление стоимостью, управление качеством, управ­ ление закупками и поставками, управление распределением ресур­ сов, управление человеческими ресурсами, управление рисками, управление запасами ресурсов, интеграционное управление, управ­ ление информацией и коммуникациями.

Методы управления проектами позволяют:

определить цели проекта и провести его обоснование;

выявить структуру проекта (подцели, основные этапы работы, которые предстоит выполнить);

определить необходимые объемы и источники финансирования;

подобрать исполнителей — в частности через процедуры торгов

иконкурсов;

подготовить и заключить контракты;

определить сроки выполнения проекта, составить график его реализации, рассчитать необходимые ресурсы;

рассчитать смету и бюджет проекта;

планировать и учитывать риски;

обеспечить контроль за ходом выполнения проекта и многое другое. Управление проектами включает в себя такие методы, как: сете­

вое планирование и управление, календарное планирование, логисти­ ку, стандартное планирование, структурное планирование, ресурсное планирование, имитационное моделирование и др.

Структура функций, подсистем и методов управления проектами представлена в табл. 19.1.2.

19.2. СТРУКТУРИЗАЦИЯ ПРОЕКТА

Для эффективного управления проектами система должна быть хорошо структурирована. Суть структуризации сводится к разбивке проекта и его системы управления на:

систему целей проекта;

управляемые параметры проекта;

фазы жизненного цикла проекта, этапы, работы, задачи, единич­ ные рабочие процессы;

отдельные пакеты работ, увязанные между собой в структуру работ по проекту;

vk.654com/club152685050Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

организационную структуру исполнителей по проекту;

структуру распределения ответственности и обязанностей ис­ полнителей при выполнении работ по проекту в виде матрицы;

подсистемы по областям управления проектом, функционирую­

щие практически в течение всех фаз управления проектом;

общие системные функции, выполняемые на всех фазах реали­ зации проекта и во всех подсистемах;

методы, средства, процедуры, используемые в управлении про­ ектом при реализации функций, процессов, подсистем.

Косновным задачам структуризации проекта нужно отнести сле­ дующие:

разбивка проекта на поддающиеся управлению блоки;

распределение ответственности за различные элементы проек­ та и увязка работ со структурой организации (ресурсами);

точная оценка необходимых затрат — средств, времени и мате­ риальных ресурсов;

создание единой базы для планирования, составления смет и контроля за затратами;

увязка работ по проекту с системой ведения бухгалтерских сче­ тов в компании; переход от общих (не всегда конкретно выра­ жаемых) целей к определенным знаниям, выполняемым подраз­ делениями компании;

определение комплексов работ/подрядов.

Процесс структуризации проекта может быть представлен в виде следующей последовательности действий.

1. О пределение проект а — должны быть полностью и четко опре­ делены характер, цели и содержание проекта, а также все конечные продукты проекта с их точными характеристиками. В данной ситуа­ ции полезно использовать иерархию целей, показывающую полную цепь конечных результатов и/или средств их достижения.

2. Уровень дет ализации —необходимо обдумать различные уровни детализации планов и количество уровней элементов в структуре

разбивки проекта.

 

3. С т рукт ура процесса — должна

быть подготовлена%схема ж из­

ненного цикла проекта.

 

4. О рганизационная ст рукт ура —

организационная схема проек­

та должна охватывать все группы или отдельные лица, которые будут работать на проект, включая лиц, заинтересованных в проекте из его внешнего окружения.

5. С т рукт ура продукт а — это схема разбивки по подсистемам или компонентам, включая машины и оборудование, программное и инфор­

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 655

мационное обеспечение, услуги, а также, если это важно, географиче­ ское распределение.

6. П лан бухгалт ерских счет ов в организации — система кодов, при­ меняемых при структурировании проекта; должна основываться на существующем в организации плане бухгалтерских счетов или на воз­ можности его корректировки.

7. С т рукт ура разби вки проект а — четыре вышеперечисленных пункта (3—6) объединяются в единую структуру проекта.

8. Генеральны й сводны й план п р о ек т а — может быть в дальнейшем детализирован в процессе поиска критического пути. В ходе реали­ зации проекта сводный план может использоваться для докладов выс­ шему руководству.

9. М а т р и ц а р а сп р ед ел ен и я о т вет ст вен н о ст и — в результате ана­ лиза взаимоотношений между элементами структуры проекта и ор­ ганизацией строится матрица, где элементы структуры проекта ста­ новятся строками, а элементы схемы организации компании — столб­ цами (или наоборот). В ячейках матрицы уровни ответственности тех или иных действующих лиц обозначают при помощи различных услов­ ных обозначений или кодов.

10. Р абоч и й план б ух га л т ер ск и х сч ет о в — при необходимости сле­ дует проработать систему субсчетов, «стыкующихся» с планом счетов.

11. Рабочий сет евой граф и к — реализация первых 10 шагов позво­ ляет разработать детализированный график, включающий по каждой из работ временные и ресурсные оценки.

12. С ист ем а наряд-заданий —вытекает из предварительной струк­ туры (п. 7) и матрицы (п. 9). На этом этапе задания должны быть абсо­ лютно конкретны во времени и ресурсах.

13. С и ст ем а от ч ет н о ст и и кон т роля .

На основе проделанных шагов строится так называемая матрица распределения ответственности, пример которой представлен на рис. 19.2.1. Матрица «приписывает» каждомупакету работ конкрет-ных исполнителей.

Для структуризации проекта используют ряд специальных моделей, как-то:

• дерево целей;

дерево решений;

дерево работ;

организационную структуру исполнителей;

матрицу ответственности;

сетевую модель;

структуру потребляемых ресурсов;

структуру затрат.

vk656.com/club152685050Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

 

Элементы

 

Элементы структуты проекта (работ)

 

 

схемы

 

 

организации

 

 

 

 

 

исполнителей

Рабата 1

Работа 2

Работав

Работа 4

Работа 5

Исполнитель 1

+

+/-

+

+

 

Исполнитель 2

+/-

+

+/-

 

Исполнитель 3

 

 

+/-

+/-

Исполнитель 4

+/-

+/-

+/-

 

+

Исполнитель 5

+ /-

+ /-

+ /-

 

 

Исполнитель 6

-/+

-/+

-/+

 

 

 

Рис.

19.2.1.

Форма

матрицы

распределения

ответственности:

 

+ /--------принимает

участие в разработ ке; Н------ответственный

 

исполнитель;

—/ Л ------согласовывает выходной результат

При этом методы структуризации проекта принципиально сводят­

ся к двум:

 

 

 

 

 

 

«сверху-вниз» — определяются общие задачи, на основе кото­

 

рых далее осуществляется детализация уровней проекта;

«снизу-вверх» — определяются частные задачи, а затем проис­

 

ходит их обобщение.

 

 

 

Д ер ево

целей — это графы, схемы, показывающие,

как генераль­

ная цель проекта разбивается на подцели следующего уровня и т. д. (дерево — это связанный граф, выражающий соподчинение и взаимо­ связи элементов. В данном случае такими элементами являются цели и подцели).

Представление целей начинается с верхнего уровня, дальше они последовательно разукрупняются. При этом основным правилом раз­ укрупнения целей является полнота: каждая цель верхнего уровня должна быть представлена в виде подцелей следующего уровня исчер­ пывающим образом.

Д ер ево реш ений — схема, отражающая структуру задачи опти­ мизации многошагового процесса. Ветви дерева отображают раз­ личные события, которые могут иметь место, а узлы (вершины) — точки, в которых возникает необходимость выбора. Причем узлы различны — в одних выбор осуществляет сам проект-менеджер из некоторого набора альтернатив, в других выбор от него не зависит.

В таких случаях проект-менеджер может осуществлять оценку ве­ роятности того или иного ее «решения».

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 657

Д ер ево работ . На каждой стадии планирования необходимо разде­ лить работы по проекту на части. Например, на стадии технического проектирования основные части проекта, какправило, очевидны. В даль­ нейшем, когда станет известно больше деталей, эти части могут быть расчленены на соответствующие разделы. Наконец, могут быть опре­ делены подразделы и отдельные группы («пакеты») работ. Эта процеду­ ра известна как ст рукт ура разбиения работ (СРР). Такое дерево явля­ ется средством расчленения большого, сложного проекта на его компо­ ненты или хозяйственной программы на составляющие проекта.

По мере получения дополнительной информации на последующих стадиях проектирования разработчик может добавить новые уровни к дереву работ проекта. Нижний уровень дерева соответствует паке­ там работ. Пакет работ является также самостоятельной финансовой единицей. Он должен иметь отдельную смету, бюджет и отчет о рас­ ходах. Вычленение пакетов работ представляет большое удобство при разработке сетевого графика проекта. Гораздо легче планировать от­ дельные пакеты и затем собирать сетевой график проекта из фраг­ ментов, нежели разрабатывать сетевой график в целом без дерева работ проекта.

Кроме того, СРР служит и другой важной цели, а именно разработке структурной схемы для административного управления проектом. Таким образом, разделение проекта на пакеты работ удовлетворяет двум задачам: планирования и оперативного управления.

С т рукт урная схема организации (ССО). Для обеспечения эфф ек­ тивного управления проектом при разработке плана необходимо:

учесть в плане все разделы, этапы и работы проекта;

учесть в плане все организации, участвующие в проекте;

обеспечить действенность управления путем распределения от­ ветственности.

Первое требование может быть удовлетворено разбивкой проек­ та на пакеты работ с помощью СРР. Для выполнения последних двух требований разработчик должен указать, какая организация ответ­ ственна за каждый пакет или уровень дерева работ. Другими слова­ ми, он должен четко определить уровни и объемы ответственности в организационной структуре.

М ат ри ца распределения от вет ст венност и — связывает пакеты работ с организациями-исполнителями на основе СРР и ССО. В мат­ рице определяются основные исполнители по пакетам работ.

С ет евы е модели. По мере продвижения работы над проектом со­ здаются деревья СРР и ССО, т. е. выделяются пакеты работе назначен­ ными для них исполнителями, что дает возможность подготавливать

vk.658com/club152685050Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

сетевой график узловых событий. Наконец, становится возможным разработать детальные сетевые графики, соответствующие узловым событиям и целям. Поскольку эти сетевые графики представляют не проект в целом, а его отдельные пакеты работ, они называются сетевыми блоками, или подсетями. Если работало нескольким взаимозависимым пакетам осуществляется одновременно, причем для каждого из них требуется разработать отдельное расписание, то каждый пакет представляется отдельной подсетью.

С т рукт ура пот ребляемых ресурсов. Для анализа средств, которые необходимы для достижения целей и подцелей проекта, осуществля­ ется структуризация ресурсов различных типов. Иерархически по­ строенный граф фиксирует необходимые на каждом уровне ресурсы для реализации проекта. Например, на первом уровне определяются материально-технические, трудовые и финансовые ресурсы. Затем материально-технические ресурсы дифференцируются на строитель­ ные материалы, машины, оборудование; строительные материалы — на складируемые и нескладируемые и т. д.

С т рукт ура зат рат . Методика структуризации затрат аналогич­ на используемой в процессе разработки структуры потребляемых ре­ сурсов.

19.3. Ф У Н КЦ И И И ПОДСИСТЕМ Ы УПРАВЛЕНИЯ ПРОЕКТАМ И

Функции управления проектами. Проект состоит из определен­ ных действий, процессов, функций, приносящих результат. Функции проекта обычно выполняются людьми и распадаются на две основ­ ные группы:

функции управления проект ам и — касающиеся организации и

описания работ проекта;

ф ункции, ориент ированные на продукт , — касающиеся специ­ фикации и производства продукта. Эти функции определяются жизненным циклом проекта и зависят от области приложения.

В проектах функции управления проектами и функции, ориенти­ рованные на продукт, накладываются и взаимодействуют. Например, цели проекта не могут быть определены при отсутствии понимания того, как создать продукт.

Функции управления проектами могут быть разбиты на несколь­ ко основных групп, реализующих различные функции управления:

• функции инициации — принятие решения о начале выполнения проекта;

vkГлава.com/club15268505019. Основыуправлениянефтегазостроителънымипроектами| vk.com/id446425943 659

• функции планирования — определение целей и критериев успе­ ха проекта и разработка рабочих схем их достижения;

функции исполнения — координация людей и других ресурсов для выполнения конкретных работ плана;

функция м онит оринга, т. е. постоянного отслеживания состоя­ ния проекта;

функции анализа — определение соответствия плана и испол­ нения проекта поставленным целям и критериям успеха и при­ нятие решений о необходимости применения корректирующих воздействий;

функция конт роля — отслеживание отклонений от запланиро­ ванных показателей;

функции управления — определение необходимых корректи­ рующих воздействий, их согласование, утверждение и приме­ нение;

функция адм инист рирования, т. е. руководства человеческими ресурсами реализующими проект;

функции заверш ения — формализация выполнения проекта и подведение его к упорядоченному финалу.

Функции управления проектами накладываются друг на друга и происходят с разными интенсивностями на всех фазах, стадиях, эта­ пах, в отдельных подсистемах проекта, как проиллюстрировано на рис. 19.3.1.

Рис. 19.3.1. Налож ение функций в пределах одной фазы ж изненного

цикла проекта

vk.com/club152685050660 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

Подсистемы управления проектами. Предметные области и управ­ ляемые параметры в рамках проекта включают в себя: время (сроки), трудовые ресурсы, стоимость и издержки, доходы, закупки и постав­ ки ресурсов и услуг, ресурсы, изменения по проекту, риски, инфор­ мацию и коммуникации, качество.

Отличие подсистем от функций управления проектом заключает­ ся в том, что подсистемы ориентированы на предметную область, а функции нацелены на специфические процессы, процедуры и мето­ ды. Так, планирование расходов и контроль расходов базируются на одной и той же предметной области — затратах, а планирование рас­ ходов и планирование качества базируются на одинаковых процеду­ рах (функции) составления планов, сетевом моделировании и пр.

Подсистемы управления проектами в общем случае подразделяют­ ся на: управление содержанием проекта, объемами работ, управле­ ние временем, продолжительностью, управление стоимостью, управ­ ление качеством, управление закупками и поставками, управление распределением ресурсов, управление человеческими ресурсами, управление рисками, управление запасами ресурсов, интеграционное (координационное) управление, управление информацией и комму­ никациями.

Управление содержанием и объемами работ. Управление содержа­ нием и объемами работ проекта включает в себя: определение исход­ ного содержания проекта; контроль изменений; описание границ, рамок проекта; описание объемов работ и соответствующих ресур­ сов по проекту; планирование общей структуры проекта и объемов работ; отчетность по содержанию проекта; определение временных рамок проекта; проверка содержательной части проекта.

Упрявпе.ние продолжительностью. Управление продолжительно­ стью иногда называют управлением календарными графиками, вре­ менными параметрами проекта. Подсистема нацелена на планирова­ ние, контроль, корректировки, оценки, анализ сроков и резервов вы­ полнения работ с позиций своевременного завершения. Управление продолжительностью подразумевает распределение времени выпол­ нения проекта по последовательным стадиям его осуществления; со­ ставление графиков и контроль заходом их выполнения; Аланирование и контроль сроков выполнения проекта и его отдельных работ.

Упрявп^ние, стоимостью. Управление стоимостью включает в себя деятельность по мониторингу бюджета проекта, ресурсное планиро­ вание, стоимостные оценки, сметные расчеты и стоимостной конт­ роль. Управление стоимостью базируется на системе учета затрат по проекту, бухгалтерской системе учета активов, задолженностей, обя­

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 661

зательств, уплаты налогов, начисления амортизации, движения мате­ риалов, закупок и продаж, ожидаемых и реальных прибылей.

Основа управления стоимостью — контроль расходов и календар­ ного плана по проекту. Работа над календарным планом и бюджетом не прекращается в течение всего времени выполнения проекта. Из­ менения и отклонения от реального состояния дел (от плана) ведут к необходимости создания нового календарного плана и к изменению стоимости и бюджета.

Одно из важнейших направлений управления стоимостью — фи­ нансирование проекта, которое может осуществляться за счет денеж­ ных средств, а также выражаемых в денежном эквиваленте прочих инвестиций, в том числе основных и оборотных средств, имуществен­ ных прав и нематериальных активов, кредитов, займов, залогов и пр.

Управление качеством. Основными элементами управления каче­ ством проекта являются:

концепция сист ем ы уп равлен и я к а ч ест во м , имеющая целью со­ гласовать интересы заказчика и команды проекта;

обеспечен ие (п о д д ер ж к а ) к а ч ест ва — комплекс управленческих мероприятий, направленных на обеспечение всеми участника­ ми проекта требуемых проектом характеристик качества;

конт роль качест ва — комплекс технических и технологических мероприятий по проверке, анализу и внесению необходимых корректирующих воздействий.

Управление трудовыми. материально-техническими_и_финянггти^ ми ресурсами. В каждый текущий момент времени ресурсы проекта ограничены и потому главными задачами управления являются их оптимальное планирование, закупки, поставки и наилучшее (опти­ мальное) распределение. Управление ресурсами осуществляется в рамках специальных подсистем управления проектами.

На этапе планирования проводится анализ требуемых и доступных ресурсов, необходимых для проекта, их прогнозное распределение на основе графиков потребности в ресурсах. Различают: закупки работ, закупки материалов, закупки оборудования, закупки услуг, закупки (использование услуг) консультантов проекта. Отечественная струк­ тура закупок близка к зарубежной, отличается от нее только послед­ ним элементом, не нашедшим пока широкого применения, — исполь­ зованием услуг консультантов.

Поставки ресурсов, а также управление их запасами также нахо­ дятся в ведении подсистемы управления ресурсами.

Управление запасами включает в себя комплекс моделей и методов, предназначенных для оптимизации запасов по проекту, т. е. ресурсов,

vk662.com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

находящихся на хранении и предназначенных для удовлетворения потребности проекта в этих ресурсах. Термины «ресурсы» и «запасы» здесь понимаются широко: можно говорить о запасах конечной продукции, о запасах полуфабрикатов, о запасах сырья, природных и трудовых ресурсов, денежных средств ит. д.

В качестве целевой функции, подлежащей минимизации, в зада­ чах управления запасами выступают суммарные затраты на содержа­ ние запасов. Управляемыми переменными в таких задачах являются объем запасов, частота и сроки их пополнения (путем производства, закупки и т. д.), степень готовности продукции, хранящейся в виде запасов и др. Размеры запасов бывают обусловлены, как правило, ко­ лебаниями в поставках.

Управление человеческими ресурсами. Управление человечески­ ми ресурсами — подсистема управления проектом, которая включа­ ет в себя организационное планирование, кадровое обеспечение про­ екта, создание команды проекта, разрешение конфликтов, совеща­ ния, переговоры, принятие решений, а также осуществляет функции контроля и мотивации трудовых ресурсов проекта для эффективного хода работ и завершения проекта. Подсистема нацелена на руковод­ ство и координацию деятельности человеческих ресурсов проекта и использует стили руководства, методы мотивации, административные методы, повышение квалификации кадров.

Управление изменениями. В управление изменениями входят процессы прогнозирования и планирования будущих изменений, регистрации всех потенциальных изменений в содержании проек­ та, спецификациях, стоимости, сетевых графиках и прочем для де­ тального изучения, оценки последствий, одобрения или отклонения, а также организации мониторинга и координации исполнителей, реализующих изменения в проекте. Один из подходов к управле­ нию изменениями состоит в том, что управляющему проектом необ­ ходимо периодически запрашивать все документы об изменениях для контроля, перепроверки и оценки. Процесс управления изме­ нениями должен осуществляться на всех этапах жизненного цикла проекта.

Управление рисками. Риском называют неопределенность, связан­ ную с возможностью возникновения убытков или снижением эффек­ тивности проекта. Этапы управления рисками включают в себя ана­ лиз рисков, разработку методов снижения рисков и контроль рисков.

В рамках анализа рисков осуществляются их идентификация, оп­ ределение важности, количественная оценка и разработка методов реакции на риск. Основными методами снижения рисков являются

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 663

передача риска, диверсификация, создание резервов средств на не­ предвиденные расходы.

Контроль и смягчение последствий рисков подразумевает процесс пересмотра объемов работ по проекту, смет, бюджета проекта, пла­ нов и графиков работ или изменение уровня качества — без ощути­ мого воздействия на цели проекта.

Координационное (интеграционное)-управление. Одной из важ­ нейших управляющих подсистем в управлении проектами является подсистема координационного или интеграционного управления, основ­ ной целью которой является соблюдение и поддержание существо­ вания проекта. Интеграционное (координационное) управление проектом включает в себя мониторинг и координацию всех элемен­ тов, фаз, функций, подсистем, исполнителей проекта для обеспече­ ния его целостности; планирование взаимоувязанной разработки про­ екта и контроль согласованных изменений проекта по элементам и исполнителям.

В целом, интегрированность означает требование согласованной целенаправленной деятельности участников проекта в соответствии с целями проекта.

лизация всех этапов проекта существенно зависит от своевременно­ сти информирования участников проекта, от согласованной выработ­ ки и принятия решений по проекту. Обеспечение участников и про­ цессов проекта инф орм ацией включает в себя каналы связи, накопление данных, обмен и актуализацию данных, ведение баз дан­ ных, распределение информации по потребителям. Данная подси­ стема осуществляет предоставление, оценку, переработку, мониторинг, анализ информации, информационных потоков в течение жизненно­ го цикла проекта.

19.4. ПЕРЕХОД КОМПАНИИ К ПРОЕКТНОМУ УПРАВЛЕНИЮ: ЗАДАЧИ И ЭТАПЫ РЕШЕНИЯ

Радикальное изменение системы организации инвестиционной деятельности компании требует осуществления специального проек­ та (программы) с условным названием «Переход к системе Управле­ ния Проектами». Реализация проекта должна позволить ответить на вопрос, как перейти к проектно-ориентированной форме управления инвестиционными проектами.

В рамках проекта (программы) надлежит решить нижеследующие задачи:

Ф и н а н си р о ва н и е .

vk.664com/club152685050Часть К Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

1. С о зд а н и е н о в ы х (м о д е р н и зи р о в а н н ы х ) ст р у к т у р .

Различают следующие схемы решения указанной задачи:

А. Создание, наряду с традиционными — как правило, функцио­ нально ориентированными (производство, планирование, финанси­ рование, контроль, учет, кадры и др.) подразделениями компаний, новых — проектно-ориентированных структурных образований (про­ ект А, проект Б и др.). Новые подразделения могут функционировать как на постоянной, так и на временной — проектной, основе.

Б. Создание специализированных фирм — профессиональных управляющих проектами, выполняющих функции проект-менедже­ ра для заказчика; в данном случае под заказчиком подразумевается любой из участников проекта, «нанимающий» консультанта.

2. Р а зр а б о т к а м е х а н и зм а ф ун к ц и о н и р о ва н и я .

Наиболее важным вопросом механизма функционирования про­ ектно-ориентированных структур является их статус, т. е. мера ответ­ ственности за результаты своей деятельности. Возможны следующие варианты схем, определяющих статус новых структур управления проектом: «основная», «расширенноеуправление», «подключ». Каж­ дая из этих схем имеет, как известно, определенную область приме­ нения и определяет меру делегирования заказчиком (инвестором) своих полномочий руководителю проекта (проект-менеджеру).

3.П о д го т о в к а к а д р о в .

Всвязи с тем, что речь идет о создании новой для России системы подготовки профессиональных руководителей проектов всех уровней, следует рассматривать следующие направления работы: обучение

ввысших учебных заведениях, повышение квалификации, учет пси­ хологических аспектов кадрового обеспечения управления проектами.

4.П р а в о в о е р е гу л и р о в а н и е .

В настоящее время действует ряд законодательных и нормативных актов, регламентирующих инвестиционную и, в целом, предприни­ мательскую деятельность в России. Специалистами признана необ­ ходимость разработки законодательных и нормативных документов, эффективно регламентирующих: закупки и поставки, сертификацию и лицензирование профессиональных руководителей проектов, охра­ ну окружающей среды.

5.

Опринятых формах финансирования проектов см. п. 19.5.5.

6.Т ехн ологи я уп р а вл ен и я .

Процесс управления проектами должен быть надлежащим об­ разом информатизирован, поддерживаться современными техно­ логиями.

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 665

19.5.П О Р Я А О К ПРОЕКТИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ

ОБЪЕКТОВ

Разработка проектной документадии проводится на основании За­ кона РФ «Об инвестиционной деятельности в РФ, осуществляемой в форме капитальных вложений» № 22-Ф от 2 января 2000 г. и в соот­ ветствии с Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2000 г. № 1008 «О порядке проведения государственной экспертизы градо­ строительной, предпроектной и проектной документации», а также рекомендованными б. Госстроем России для разработки проектно­ сметной документации «Порядком разработки, согласования, утвер­ ждения и состава обоснований инвестиций в строительство предпри­ ятий, зданий и сооружений (СП 11-101-95)» и «Инструкцией о поряд­ ке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений (СНиП 11-02-95)». Определенные изменения в процессе разработки проектной документации внес одобренный Советом Федерации 24 де­ кабря 2004 г. Градостроительный кодекс РФ. Эти изменения касаются, прежде всего, комплекса требований по проведению обязательной государственной экспертизы проектной документации на объекты ка­ питального строительства, введению государственного строительного надзора и выдачи разрешений на ввод объекта в эксплуатацию.

Принципиальная схема разработки, согласования и утверждения предпроектной и проектной документации на строительство приве­ дена на рис. 19.5.1.

В инвестиционном процессе предпроектная и проектная подготов­ ка строительства с учетом действующего российского законодатель­ ства и зарубежной практики, как правило, состоит из четырех основ­ ных этапов:

• I этап — определение инвест иционного зам ы сла, содержащего: цели инвестирования, назначение и мощность объекта строи­ тельства, номенклатуры продукции, места (района) размещения объекта с учетом принципиальных требований и условий заказ­ чика (инвестора). На основе необходимых исследований и про­ работок об источниках финансирования, условиях и средствах реализации поставленной цели с использованием максимально возможной информации базы данных заказчиком (инвестором) проводится оценка возможностей инвестирования и достиже­ ния намечаемых технико-экономических показателей. С учетом принятых на данном этапе решений заказчик представляет в уста­ новленном порядке х одат ай ст во (Д екларац и ю ) о нам ерениях и

vk.com/club152685050666 Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

о

ъ

о.

а;

документации на ст р о и т е л ь с т в о

о

vk.com/club152685050Глава 19. Основы управления |нефтегазостроительнымиvk.com/id446425943проектами 667

получает исходные данные и технические условия на проектиро­ вание.

II этап — разработка обоснований инвест иций в строительство на основании получения информации, требований государствен­ ных органов и заинтересованных организаций, в объеме, доста­ точном для принятия заказчиком (инвестором) решения о целе­ сообразности дальнейшего инвестирования, получения от соот­ ветствующего органа исполнительной власти согласования места размещ ения объекта (акта выбора участка) и о разработке проектной документации.

III этап — разработка, согласование, экспертиза и утверждение

п роект н ой до к ум ен т а ц и и / Т Э О (п р о ек т ) ст рои т ельст ва .

IV этап — разработка рабочей докум ент ации и получение раз­ решения на выполнение строительно-монтажных работ.

Внастоящее время порядок проектирования определен следующи­ ми основными документами:

Градостроительным кодексом Российской Федерации, введен­ ным с 1 января 2005 г. федеральным законом РФ от 29 декабря 2004 г. № 190-ФЗ;

СН иП 12-01-2004 «Организация строительства», Госстрой России, 2004 г. (введен с 1 января 2005 г.).

Градостроительный кодекс России устанавливает правовые осно­ вы регулирования отношений по территориальному планированию, градостроительному зонированию, планировке территории, архитек­ турно-строительному проектированию, а также по строительству объ­ ектов капитального строительства и их реконструкции (градострои­ тельные отношения).

СНиП 12-01-2004 «носит рекомендательный характер и устанавливает для добровольного применения общие правила ведения строительства, процедуры контроля качества строительства и оценки соответствия за­ конченных строительством объектов недвижимости (зданий и сооруже­ ний) требованиям проектной документации и условиям договоров».

СНиП устанавливает, что «общее ведение строительства осущест­ вляет лицо, получившее разрешение на строительство (далее — за­ стройщик). Застройщиком может быть инвестор. Взаимоотношения застройщика и инвестора, не являющегося застройщиком, определя­ ются договором между ними. В соответствии с действующим законо­ дательством базовыми функциями застройщика являются:

получение разрешения на строительство;

получение права ограниченного пользования соседними земель­ ными участками (сервитутов) на время строительства;

vk.668com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

привлечение для осуществления работ по возведению объекта недвижимости исполнителя работ (подрядчика при подрядном способе строительства);

обеспечение строительства проектной документацией, прошед­ шей экспертизу и утвержденной в установленном порядке;

привлечение в предусмотренных законодательством случаях ав­ торского надзора проектировщика за строительством объекта;

извещение о начале любых работ на строительной площадке ор­ ганов государственного контроля (надзора), которым подконтро­

лен данный объект;

обеспечение безопасности работ на строительной площадке для окружающей природной среды и населения;

обеспечение безопасности законченного строительством объек­ та недвижимости для пользователей, окружающей природной среды и населения;

принятие решений о начале, приостановке, консервации, пре­ кращении строительства, о вводе законченного строительством объекта недвижимости в эксплуатацию».

Всоответствии со СНиП в состав проектной документации в об­ щем случае входит:

утверждаемая часть, в том числе проект организации строитель­ ства (ПОС);

рабочая документация на весь объект или на определенные эта­

пы работ.

Проект организации строительства обычно содержит:

мероприятия по обеспечению в процессе строительства прочно­ сти и устойчивости возводимых и существующих зданий и со­ оружений;

для сложных и уникальных объектов — программы необходи­ мых исследований, испытаний и режимных наблюдений, вклю­ чая организацию станций, полигонов, измерительных постов и т. п.;

решения по организации транспорта, водоснабжения, канали­ зации, энергоснабжения, связи, решения по возведению конст­ рукций, осуществлению строительства в сложных природноклиматических условиях, а также стесненных условиях;

мероприятия по временному ограничению движения транспор­ та, изменению маршрутов транспорта;

ситуационный план строительства с расположением мест при­ мыкания к железнодорожным путям, речных и морских прича­ лов, временных поселений и т. п.;

vkГлава.com/club15268505019. Основыуправлениянефтегазостроителънымипроектами| vk.com/id446425943 669

порядок и условия использования и восстановления территорий, расположенных вне земельного участка, принадлежащего за­ стройщику (заказчику), в соответствии с установленными сер­ витутами;

календарный план строительства с учетом сроков действия сер­ витутов на временное использование чужих территорий;

перечень работ и конструкций, показатели качества которых влияют на безопасность объекта и в процессе строительства под­ лежат оценке соответствия требованиям нормативных докумен­ тов и стандартов, являющихся доказательной базой соблюдения требований технических регламентов (ФЗ от 27 декабря 2002 г.

184-ФЗ «О техническом регулировании»);

сроки выполнения незавершенных (сезонных) работ, порядок их приемки;

методы и средства выполнения контроля и испытаний (в том чис­ ле путем ссылок на соответствующие нормативные документы).

Вслучаях, когда в составе проектной документации не разрабаты­ вается проект организации строительства, застройщик (заказчик) совместно с проектировщиком и исполнителем работ (подрядчиком) условиями договора (распорядительной документацией) определяют порядок приемки законченного строительством объекта, а также пере­ чень контрольных процедур оценки соответствия, выполняемых

впроцессе строительства по завершении определенных его этапов.

Всоответствии с Градостроительным кодексом «проектнаядокумен­ тация представляет собой документацию, содержащую материалы

втекстовой форме и в виде карт (схем) и определяющую архитектур­ ные, функционально-технологические, конструктивные и инженернотехнические решения для обеспечения строительства, реконструкции объектов капитального строительства, их частей, капитального ремонта, если при его проведении затрагиваются конструктивные и другие ха­ рактеристики надежности и безопасности объектов капитального строительства ».

Проектная документация разрабатывается преимущественно на конкурсной основе, в том числе через торги подряда (тендер). Проек­ тирование объектов строительства должно осуществляться юридиче­ скими и физическими лицами, получившими в установленном поряд­ ке право на соответствующий вид деятельности.

Торги (тендеры) на разработку проектной документации. П орядок организации и проведения тендера на проектные работы определяет­ ся инвестором (заказчиком) в соответствии с «Положением о подряд­ ных торгах в Российской Федерации » и серией методических рекомен­

vk670.com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазострошпельными проектами

даций, утвержденных Межведомственной комиссией по подрядным торгам. Тендер на проектирование объекта может проводиться на часть проектной документации: ТЭО, эскизный проект, только на рабочую документацию, на весь объем проектной документации.

В соответствии с Градостроительным кодексом «в состав проект­ ной документации объектов капитального строительства, за исклю­ чением проектной документации линейных объектов, включаются следующие разделы:

1) пояснительная записка с исходными данными для архитектурностроительного проектирования, строительства, реконструкции, капи­ тального ремонта объектов капитального строительства, в том числе

срезультатами инженерных изысканий, техническими условиями;

2)схема планировочной организации земельного участка, выполнен­ ная в соответствии с градостроительным планом земельного участка;

3)архитектурные решения;

4)конструктивные и объемно-планировочные решения;

5)сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-тех­ нического обеспечения, переченьинженерно-техническихмероприя- тий, содержание технологических решений;

6)проект организации строительства объектов капитального строи­ тельства;

7)проект организации работ по сносу или демонтажу объектов капитального строительства, их частей (при необходимости сноса или демонтажа объектов капитального строительства, их частей для строительства, реконструкции других объектов капитального строи­ тельства) ;

8)перечень мероприятий по охране окружающей среды;

9)перечень мероприятий по обеспечению пожарной безопасности;

10)перечень мероприятий по обеспечению доступа инвалидов

кобъектам здравоохранения, образования, культуры, отдыха, спор­ та и иным объектам социально-культурного и коммунально-бытово­ го назначения, объектам транспорта, торговли, общественного пита­ ния, объектам делового, административного, финансового, религиоз­ ного назначения, объектам жилищного фонда (в случар подготовки соответствующей проектной документации);

И) проектно-сметная документация объектов капитального строи­ тельства, финансируемых за счет средств соответствующих бюджетов; 12) иная документация в случаях, предусмотренных федеральны­

ми законами».

Проектная документация подлежит государственной эксперти­ зе в соответствии с действующим законодательством. В соответствии

vk.Главаcom/club15268505019. Основы управления нефтегазостроителъными| vk.com/id446425943проектами 671

с Градостроительным кодексом «предметом государственной экспер­ тизы проектной документации является оценка соответствия проект­ ной документации требованиям технических регламентов, в том чис­ ле санитарно-эпидемиологическим, экологическим требованиям, тре­ бованиям государственной охраны объектов культурного наследия, требованиям пожарной, промыш ленной, ядерной, радиационной и иной безопасности, а также результатам инженерных изысканий».

Проектная документация проходит экспертизу в установленном по­ рядке. Задачей экспертизы является определение ценности проекта, принимая во внимание все его положительные и отрицательные послед­ ствия. Экспертизе подлежат, помимо чисто технических аспектов:

расчет эффективности проекта;

воздействие на окружающую среду;

коммерческие перспективы, включая рыночную привлекатель­ ность и спрос на продукцию проекта;

экономический анализ общих последствий проекта для нацио­ нального развития;

социальные последствия проекта;

административно-управленческие аспекты, имеющие целью опре­ делить организационные возможности реализации проекта.

Рассмотрим отдельные разделы предпроектной и проектной доку­ ментации.

Работа над проектом начинается с п роработ ки концепции п р о ек ­ т а , содержащей формирование инвестиционного замысла и иссле­ дование инвестиционных возможностей. Этот этап выполняется за­ казчиком (инвестором) и специальными группами и существенно за­ висит от специфики проекта.

Формирование инвестиционного замысла. О сновн ы м и п р и ч и н а­ ми появления (источниками идей) проектов можно назвать:

неудовлетворенный спрос;

избыточные ресурсы;

инициатива предпринимателей;

реакция на политическое давление;

интересы кредиторов.

После формирования определенного числа альтернативных идей проекта специалист — аналитик проекта должен выполнить предва­ рительную экспертизу и исключить из дальнейшего рассмотрения заведомо неприемлемые идеи.

Предварительная проработка целей и задач проекта. Ц ел и и зад а­ чи проекта должны быть четко сформулированы, так как только при этом условии может быть проработан следующий шаг — формирова­

vk.com/club152685050672 Часть V. Управление| vk.нефтегазостроительнымиcom/id446425943 проектами

ние основных характеристик проекта. К числу таких характеристик можно отнести:

наличие альтернативных технических решений;

спрос на продукцию проекта;

продолжительность проекта, в том числе его инвестиционной фазы;

оценку уровня базовых, текущих и прогнозных цен на продук­ цию (услуги) проекта;

перспективы экспорта продукции проекта;

сложность проекта;

наличие исходно-разрешительной документации;

инвестиционный климат в районе реализации проекта;

соотношение затрат и результатов проекта.

Предварительный анализ осуществимости проекта. Предваритель­ ный анализ осуществимости проекта производится на основе приведен­ ных выше показателей. Для этой цели обычно используют несложную экспертную систему, использующую ранжирование факторов, которые могут в значительной степени повлиять на успешность выполнения про­ екта, по критериям отбора вариантов инвестиционных решений.

Если полученное экспертным путем значение критериальных показа­ телей выше установленного предела, проект признается осуществимым.

Если проект достоин дальнейшего рассмотрения, определяют со­ став сведений, которые потребуются для его разработки, включая:

детальный маркетинг;

инженерно-геологические изыскания;

оценку окружающей среды и местных источников сырья;

политическую обстановку в регионе, республике, стране,

социокультурную характеристику населения.

Формирование инвестиционного замысла проекта. В процессе формирования замысла проекта должны быть получены ответы на

следующие вопросы:

цель и объект инвестирования, место (район) размещения;

продукция проекта — характеристика и объем выпуска;

• срок окупаемости;

%

доходность проекта;

назначение, мощность и основные характеристики объекта ин­ вестирования;

предполагаемые источники и схема финансирования.

Замысел инвестора реализуется в форме Д екларац ии о н ам ерен и ­ я х , а также задания (исходных данных) на разработку предпроектных обоснований инвестиций в строительство.

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 673

Разработка обоснования инвестиций. После предварительного согласования ходатайства (Декларации) о намерениях заказчик (ин­ вестор) принимает решение о разработке обоснований инвест иций. Документ разрабатывается с учетом обязательных требований госу­ дарственных органов и заинтересованных организаций в объеме, до­ статочном для принятия заказчиком (инвестором) решения о целесо­ образности дальнейшего инвестирования и о разработке проектной документации, получения от соответствующего органа исполнитель­ ной власти предварительного согласования места размещения объ­ екта (акта выбора участка). Обоснования подлежат экспертизе в уста­ новленном порядке.

Выбор и согласование места размещения объекта, экологическое обоснование проекта и экспертиза. Этап включает в себя:

проработку предварительных условий возможного предоставле­ ния земельного участка;

разработку материалов по экологическому обоснованию места размещения объекта;

экспертизу материалов экологического обоснования места раз­ мещения объекта.

Оформление акта выбора земельного участка. В качестве итога этапа оформляется акт выбора земельного участка, к которому при­ лагаются:

картографические материалы;

заключение о согласовании условий природопользования;

расчеты убытков собственников земли;

материалы других согласований и экспертиз;

• принципиальные условия, подлежащие включению в договор о хозяйственных отношениях органов местного самоуправления и заказчика.

Предварительное инвестиционное решение. Принимается на осно­ вании следующих материалов:

результаты предпроектных обоснований;

предварительное согласование места размещения объекта.

Предварительный план проекта. Предварительный план проекта

включает в себя:

план проектно-изыскательских работ;

предварительный план реализации проекта в целом, дающий возможность оценить длительность, структуру и состав необхо­

димых исполнителей проекта;

предварительный план финансирования проекта;

предварительная смета проекта.

vk.com/club152685050674 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

Окончательным итогом предынвестиционных исследований явля­ ется задание на разработку ТЭО (проекта) строительства.

Организация выполнения предынвестиционных исследований.

Обычно эту функцию выполняет специально создаваемая заказчиком группа, состоящая из:

специалистов по маркетингу. Их задача — ответить на вопрос, сколько и по какой цене можно продать продукции проекта;

производственников, оценивающих вероятную стоимость про­ дукции и требования к сырью;

финансистов, оценивающих затраты на проект и определяющих источники и размеры финансирования;

специалистов, собирающих информацию об окружении проек­ та, законодательных и нормативных актах и др., имеющую су­ щественно значение для конкретного проекта.

Технико-экономическое обоснование. На основании утвержден­ ного в установленном порядке ТЭО подготавливается тендерная до­ кументация и проводятся торги подряда, заключается договор (конт­ ракт) подряда, открывается финансирование строительства и разра­ батывается рабочая документация.

В ТЭО (проекте) строительства определяются основные реше­ ния — технологические, объемно-планировочные, конструктивные, природоохранные; достоверно оценивается экологическая, санитар­ но-эпидемиологическая и эксплуатационная безопасность проекта, а также его экономическая эффективность и социальные последствия.

ТЭО состоит и з сл едую щ и х р а зд ел о в :

общая пояснительная записка;

генеральный план и транспорт;

технологические решения;

управление производством, предприятием и организация усло­ вий и охраны труда рабочих и служащих;

архитектурно-строительные решения;

инженерное оборудование, сети и системы;

организация строительства;

охрана окружающей среды;

инженерно-технические мероприятия гражданской обороны, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций;

сметная документация;

эффективность инвестиций.

Решение о необходимости разработки ТЭО для обоснования целе­ сообразности инвестиций за счет негосударственных источников фи­ нансирования принимается самостоятельно инвестором (заказчиком).

vk.Главаcom/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 675

Впроцессе разработки ТЭО в обязательном порядке должна осуще­ ствляться оценка воздействия деятельности предприятия (объекта) на окружающую среду (ОВОС). ОВОС проводится с целью предотвраще­ ния деградации окружающей среды, обеспечения сбалансированной хозяйственной деятельности, выработки мер, снижающих уровень экологической опасности намечаемой деятельности, выработки согла­ сованных мер по предотвращению или компенсации негативных по­ следствий в социально-экономической сфере района размещения предприятия (объекта). При этом объем и глубина проработки вопро­ сов в процессе проведения ОВОС зависят от специфики воздействия будущего предприятия на окружающую среду и экологических огра­ ничений территории, на которой его предполагается разместить.

Врезультате разработки ТЭО определяются технико-экономиче­ ские и финансовые показатели проекта. После утверждения ТЭО и принятия инвестиционного решения заказчик обращается в орган местного самоуправления, обладающий правом изъятия и предостав­ ления земельных участков, с ходатайством об изъятии предваритель­ но согласованного земельного участка и предоставлении его для строи­ тельства объекта.

Бизнес-план. Бизнес-план — подробный, четко структурирован­ ный и тщательно подготовленный документ, описывающий цели и задачи, которые необходимо решить предприятию (компании), спо­ собы достижения поставленных целей и технико-экономические по­ казатели предприятия и/или проекта в результате их достижения. В нем содержатся оценка текущего момента, сильных и слабых сто­ рон проекта, анализ рынка и информация о потребителях продукции или услуг. Бизнес-план:

дает возможность определить жизнеспособность проекта в усло­ виях конкуренции;

содержит ориентир, как должен развиваться проект (предприя­ тие, компания);

служит важным инструментом получения финансовой поддерж­ ки от внешних инвесторов.

Бизнес-план дает возможность понять общее состояние дел на дан­ ный момент; ясно представить тот уровень, которого может достичь проект (предприятие), планировать процесс перехода от одного со­ стояния в другое. Бизнес-планирование является общепринятой фор­ мой ознакомления потенциальных инвесторов, кредиторов и прочих партнеров с проектом, в котором им предлагается принять участие.

Состав бизнес-плана и степень его детализации зависят от разме­ ров будущего проекта и сферы, к которой он относится. Состав биз-

vk.com/club152685050676 Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроителъными проектамь

нес-плана также зависит от размера предполагаемого рынка сбыта наличия конкурентов и перспектив роста создаваемого предприятия Примерный состав бизнес-плана приведен в табл. 19.5.1.

Таблица 19.5.1

Примерный состав бизнес-плана________________

Раздел бизнес-плана

Состав раздела

 

I название и адрес фирмы

 

учредители

1. Вводная часть

суть и цель проекта

стоимость проекта

 

 

потребность в финансах

 

ссылка на конфиденциальность

2.Анализ положения дел в отрасли

3.Существо предлагаемого проекта

4.Анализ рынка

5.Плен маркетинга

6.Производственный

план

текущая ситуация и тенденции развития отрасли направление и задачи деятельности проекта

продукция (услуги или работы) технология лицензии патентные права

потенциальные потребители продукции потенциальные конкуренты размер рынка и его рост оценочная доля на рынке

цены ценовая политика каналы сбыта реклама

прогноз новой продукции

производственный процесс производственные помещения оборудование

источники поставки сырья, материалов, оборудования и рабочих кадров субподрядчики

7.Организационный план и управление персоналом

8.Степень риска

9.Финансовый план

форма собственности сведения о партнерах, владельцах предприятия

сведения о руководящем составе организационная структура

слабые стороны предприятия вероятность появления новых технологий альтернативные стратегии

отчет о прибыли отчет о движении денежных средств балансовый план точка безубыточности

10. Приложения

копии контрактов, лицензии и т. п.

*

копии документов, из которых взяты исходные данные

 

 

прейскуранты поставщиков

|

В заключении рассмотрения порядка проектирования нефтегазо­ вых объектов следует остановиться на схемах организации проект­ ной деятельности. Принято считать, что традиционная схема «генпроектировщик + система субпроектных организаций» является опта-

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 617

Управляющие инжиниринговые компании

 

 

Комбинированная схема

 

 

Проектный Департаменты и

 

Дочерние ОАО

Заказчики-

 

комплекс

управления

 

застройщик/

Менеджеры

:

1— г

Исполнители!

 

 

проектов .

по конкурсу

 

 

Исполнители по'конкурсу

 

 

_

J _____1

 

 

 

 

 

Горизонтально~интегрированная схема

*) Название условное

Р и с . 1 9 .5 2. С хем ы о р га н и за ц и и п роект н ой деят ельн ост и

vk.678com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

мальной, так как в состоянии обеспечить наиболее высокое качество и своевременность проектных работ (принцип «комплексной ответствен­ ности»).

Анализ мирового опыта показывает, что зачастую этот тезис оши­ бочен: «монополизация» проектного процесса нередко приводит к не­ оправданному завышению цен и сроков, недостаточно высокому тех­ ническому уровню проектных решений (даже в условиях реально кон­ курентного отбора проектных компаний).

Итак, возможны следующие организационные схемы (рис. 19.5.2), рациональная область применения которых подлежит изучению в ка­ ждом конкретном случае (заметим, что во всех случаях должен под­ разумеваться конкурсный отбор участников каждой фазы проекта):

• традиционная с наделением одного института функциями генпроектировщика (единого заказчика) и системой субпроекти­ ровщиков;

9 управление проектированием силами специальной управляю­ щей инжиниринговой компании (в форме независимой инж и­ ниринговой компании или созданной на базе проектного инсти­ тута);

комбинированная схема, предполагающая организацию процес­ са проектирования на базе генпроектного института, который, выполнив предпроектные и проектные работы на предынвести­ ционной фазе, передает последующие проектные работы (ин­ вестиционной фазы) специализированным инжиниринговым фирмам;

•горизонтально-интефированная система (схемабудущего), осно­ ванная на проектно-матричных структурах управления всеми элементами инвестиционного процесса (проекта). Понятно, что последняя схема наиболее сложна в реализации в связи с затруд­ нительностью «горизонтального» выстраивания сотен органи­ заций и подразделений, участвующих в осуществлении крупных нефтегазостроительных проектов.

19.6. РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА

%

19.6.1. Планирование проекта

Деятельность по разработке планов проекта начинается с участия проект-менеджера в процессе разработки концепции проекта, про­ должается при выборе стратегических решений выполнения проек­ та и разработке его деталей, включая составление контрактных пред­ ложений, заключение контрактов, выполнение работ, и заканчивает­

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 679

ся при завершении проекта. Планирование как функция реализуется во всех подсистемах управления проектами.

Планирование включает в себя ряд составляющих, в том числе:

• разработку и сбалансированный анализ комплексов работ и ре­ сурсов, направленных на достижение целей проекта;

разработку системы распределения ресурсов и назначение от­ ветственных исполнителей;

контроль за ходом работ — сравнение плановых параметров ра­ бот с фактическими и выработка корректирующих воздействий.

Планирование представляет собой циклический процесс. Он на­ чинается с наиболее общего определения целей, движется к более детальному описанию того, когда, как и какие работы должны быть выполнены для достижения поставленных целей.

Конкретная структура планов, применяемых на разных уровнях и стадиях планирования проекта, зависит от стандартов и подходов, при­ нятых в отрасли и в организациях, осуществляющих проект. Например, в строительной индустрии в проектную документацию входят сметная документация, поставляемая заказчиком и детализируемая исполните­ лями, стройгенплан объекта, организационно-технологические схемы возведения объектов, графики выполнения работ и поступления на объ­ ект строительных материалов. В промышленных проектах в основе ка­ лендарных графиков работ лежит конструкторская и технологическая документация, в информационных проектах - спецификация системы.

В общем виде на уровне управления проектом можно выделить следующие виды планов:

концептуальный план;

стратегический план реализации проекта;

тактические (детальные) планы.

Входными данными для разработки плана проекта являются:

договорные требования;

описание доступных ресурсов;

оценочные и стоимостные модели;

документация по аналогичным разработкам.

Основным методом построения и контроля плана проекта являет­ ся календарное планирование, реализующееся в виде итеративного циклического процесса. Основные шаги цикла показаны в табл. 19.6.1.

Кроме перечисленных основных шагов процесса планирования, руководство проекта должно определить процессы управления про­ ектом, провести идентификацию рисков и вероятностей; сформули­ ровать планы управления изменениями, организовать процедуры опти­ мизации, обзора, одобрения и документирования плана проекта.

vk6.com/club1526850508 0 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

Таблица 19.6.1

Последовательность шагов календарного планирования

Ш а г

Содержательная сущность шага

Разработка концепции и целей проекта

Почему?

Построение СРР

Что?

Построение ОСРР

Кто?

Назначение ответственных

 

Разработка стратегии реализации

Как?

Определение основных вех

 

Разработка сетевых моделей

Как?

Расчет календарного графика по МКП

Когда? Идеальные сроки

Расчет календарного графика с учетом

Когда? Реальные сроки

ограничений на ресурсы

 

Анализ стоимостной информации

Сколько зто будет стоить?

Разработка финансового плана

 

Работа по планированию и контролю календарного плана не закан­ чивается с завершением собственно стадии планирования, когда под­ готовлен план проекта. После выполнения необходимых процедур утверждения плана, начинается стадия его выполнения и соответст­ венно начинают использоваться методы и инструменты планирова­ ния, необходимые для контроля и выполнения оценок текущего со­ стояния работ.

Построение структуры разбиения работ. П остроение структуры разбиения работ (СРР) является первым шагом планирования проек­ та. СРР устанавливает связи между планом проекта и потребностями заказчика, обычно представленными в виде функциональных требо­ ваний или описания работ. СРР должна полностью «накрывать» все цели проекта.

Наиболее важным при разработке СРР является построение такой иерархической структуры проекта, которая бы позволяла эффектив­ но поддерживать процедуры сбора информации о выполнении работ и отображать результаты в информационной управленческой систе­ ме для обобщения графиков работ, стоимости, ресурсов и дат завер­ шения.

Применительно к реальным проектам, структура разбивки проек­

та должна сочетать разделение на:

 

• компоненты продукции проекта;

*

функциональные элементы деятельности;

этапы жизненного цикла проекта;

элементы организационной структуры.

Несколько простых правил применяются при формировании СРР: Каждый элемент должен быть описан и иметь уникальный иден­ тификатор. Названия элементов на каждом уровне должны отражать

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 681

критерий разбиения работ, а на нижних уровнях — действия, связан­ ные с производством конечного продукта этого уровня.

Разбиение работ должно выполняться до тех пор, пока для каж­ дой ветви структуры не будут определены элементарные результа­ ты (продукты) проекта, обеспечивающие достижение всех целей проекта.

Назначение ответственных. СРР является основой для понимания членами команды структуры и взаимозависимости основных элемен­ тов деятельности по проекту. Однако работа может быть выполнена только в процессе согласованной деятельности отдельных людей или организаций. Структурная схема организации (ССО) и матрица рас­ пределения ответственности являются двумя инструментами, призван­ ными помогать менеджеру в создании сильной проектной команды.

Построение структурной схемы организации. СС О является опи­ санием организационной структуры, необходимой для выполнения работ, определенных в СРР. Целью ССО является определение комп­ лекса исполнителей.

Определение основных вех. После построения СРР и ССО, коман­ да, выполняющая работы по планированию, может перейти к задаче определения основных вех. Определение вех устанавливает основу для взаимодействия по согласованию основных стадий разработки проекта, а также для оценки и контроля на высшем уровне и, таким образом, является ключевой частью процесса планирования на ран­ нем этапе.

Эти контрольные точки соответствуют специфическим промежу­ точным целям, требуемым для достижения общей цели. В отличие от работ, вехи не имеют продолжительности. Веха является мерой вы­ полнения (контрольной точкой), ее завершенность имеет только две оценки — выполнена или нет.

Разработка сетевых моделей. Сетевые модели являются основой разработки календарных графиков работ и вех. Процесс сетевого пла­ нирования предполагает, что вся деятельность будет описана в виде комплекса работ или задач с определенными взаимосвязями между ними. Для расчета и анализа сетевого графика используется набор сетевых процедур, известных под названием процедуры метода кри­ тического пути. Различают три шага разработки, сетевой модели:

определение комплекса работ проекта;

оценка параметров (продолжительности) работ;

определение взаимосвязей между работами.

Календарное планирование по методу критического пути (МКП).

После ввода данных производится процедура прямого и обратного

vk682.com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

прохода по сети и вычисляется выходная информация. Для расчета календарного графика по МКП требуются следующие входные дан­ ные:

комплекс работ;

взаимосвязи между работами;

оценки продолжительности для каждой работы.

календарь рабочего времени проекта (в наиболее общем случае возможно задание собственного календаря для каждой работы);

календарная дата начала проекта. На стадиях разработки кон­ цепции и укрупненного планирования проекта это может быть практически скользящая дата.

Врезультате вычислений по МКП менеджер проекта получает сле­ дующие данные:

общую продолжительность проекта и календарную дату его окон­ чания;

комплекс задач, лежащих на критическом пути. Любая задерж­ ка таких задач приведет к задержке общей даты выполнения проекта;

ранние и поздние календарные даты начала и конца для каждой задачи.

Анализ по МКП не требует установки жестких дат начала для ра­ бот, не лежащих на критическом пути. В отличие от критических ра­ бот, они могут быть запланированы на любое время между их ранни­ ми и поздними датами.

Анализ календарного графика работ. Для правильного использо­ вания расчетных данных на практике необходимо проанализировать полученные результаты.

Для многих проектов на стадии временного анализа выясняется, что в поставленные директивные сроки проект выполнить будет очень сложно. Если расписание не укладывается в директивные сроки, то можно попытаться сократить сроки выполнения отдельных задач или изменить связи (ввести, например, где это возможно, связи с пере­ крытиями).

Ресурсное планирование проекта. В планировании целесообраз­

но выделять два основных типа ресурсов:

ь

ресурсы, которые в процессе выполнения задачи расходуются

 

полностью, не допуская повторного использования. Их называ­

 

ют невоспроизводим ы м и, например, цемент,

кирпич, топливо;

ресурсы, которые в ходе работы сохраняют свою натурально­

 

вещественную форму и по мере высвобождения могут исполь­

 

зоваться на других работах. Их называют ресурсами типа «мощ­

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 683

ности», а также воспроизводимыми, нескладируемыми, ненакапливаем ы ми. Например — машины, механизмы, станки.

Функции потребности и наличия ресурсов. П отребность работы в складируемом ресурсе описывается ф ункцией инт енсивност и з а ­ т рат , показывающей скорость потребления ресурса в зависимости от фазы работы, либо функцией затрат, показывающей суммарный, накопленный объем требуемого ресурса.

Потребность работы в нескладируемом ресурсе задается в виде ф ункции пот ребност и, показывающей количество единиц данного ресурса, необходимых для выполнения работы в зависимости от фазы.

Наряду с функциями потребности, характеризующими задачи про­ екта, необходимо рассматривать и ф ункции наличия (доступности) ресурсов. Функции наличия задаются аналогично функциям потреб­ ности. Отличие заключается в том, что функции наличия задаются на проект в целом, так что их аргументом выступает не фаза работы, а время (рабочее или календарное). Проверка ресурсной реал и зуем о ­ сти календарного плана требует сопоставления функций наличия и потребности в ресурсах проекта в целом.

В общем виде алгоритм ресурсного планирования проекта вклю­ чает в себя три основных этапа:

1. Определение ресурсов (описание ресурса и определение макси­ мально доступного количества данного ресурса).

2.Назначение ресурсов задачам. Процесс назначения ресур со в за­ ключается в указании для каждой работы требуемых ресурсов и опре­ делении их необходимого количества.

3.Анализ расписания и разрешение возникших противоречий меж­ ду требуемым количеством ресурса и количеством, имеющимся в на­ личии.

После того как такая информация введена, можно получить гисто­ грамму загрузки каждого ресурса на протяжении всего жизненного цикла проекта.

Отчеты о назначении ресурсов позволяют проследить использо­ вание отдельных ресурсов по всем работам. Анализ таких отчетов отвечает на вопросы, являются ли соответствующие ресурсы доступ­ ными, какие из работ требуют наиболее загруженные виды ресур­ сов и эффективно ли такое назначение ресурсов для данного графи­ ка работ.

Существует два основных пути разрешения ресурсных перегрузок: ♦ ресурсное планирование при ограничении по времени, которое предполагает фиксированную дату окончания проекта и назначе­ ние на проект дополнительных ресурсов на периоды перегрузок;

vk.684com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

• планирование при ограниченных ресурсах, которое предполага­ ет, что первоначально заданное количество доступных ресурсов не может быть изменено и является основным ограничением про­ екта.

Стоимостной анализ. Расписание проекта необходимо проанали­ зировать на предмет обеспеченности его финансовыми средствами: должны быть найдены источники, позволяющие обеспечить финан­ сирование всего комплекса работ, необходимого для достижения за­ данных целей, должны быть спланированы и рассчитаны по времени и объему денежные потоки.

Финансовый план (бюджет) проекта содержит детальное описание всех поступлений и расходов, планируемых в течение жизненного цикла проекта. Он утверждает систему учета затрат и правила выпол­ нения финансовых оценок по выполненным работам. Финансовый план имеет две функции: функцию бюджета и функцию распределе­ ния денег во времени. Как бюджет он показывает принятый уровень и структуру затрат по всем затратным элементам проекта, в том чис­ ле: рабочие (трудовые ресурсы); материалы; оборудование; соиспол­ нители; накладные расходы.

В дополнение к этим источникам затрат бюджет должен содержать некоторый управленческий резерв, необходимый для управления рисками.

На практике планирование временных, ресурсных и стоимостных параметров проекта тесно взаимосвязано и не может быть выполне­ но независимо. Необходимость перепланирования одного из парамет­ ров, как правило, влечет изменения в остальных параметрах проекта. Степень зависимости между параметрами определяется типом про­ екта и конкретными условиями его реализации. Зависимость между параметрами может носить неявный характер, однако должна быть выявлена и контролироваться руководством проекта.

Однако рано или поздно но процесс планирования, как правило, заканчивается разработкой приемлемого расписания. Тогда остается привязать проект к конкретным датам и зафиксировать разработан­ ный план. После начала реализации проекта или программы приня­ тый план является основой для выполнения различных видов анали­ за. Любые изменения по проекту, влекущие изменение плана работ, использования ресурсов или затрат, должны быть формально рассмот­ рены в соответствии с процедурой управления изменениями.

Документирование плана проекта. Результаты стадии планирова­ ния проекта должны быть задокументированы и представлены для утверждения.

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 685

Разработка, документирование и согласование плана проекта на­ правлены на достижение следующих основных целей:

обеспечить понимание и одобрение целей проекта и средств их достижения;

обеспечить наличие формального описания требуемых ресурсов

(времени, денег, штата) и вех, которые должны быть достигнуты;

являться основанием для оценки и отображения прогресса;

являться основанием для контроля изменений.

Структура плана проекта представлена в табл. 19.6.2.

План проекта должен быть детально рассмотрен исполнителями, обсужден с заказчиком. Любые согласованные изменения должны быть задокументированы. Менеджер проекта завершает обзор про­ екта, получает одобрение плана руководством организации и форми­ рует команду проекта.

Раздел плана

Краткий обзор проекта

Введение

Структура проекта

Комплекс работ

Ресурсное обеспечение

Таблица 19.6.2

Структура плана проекта

Содержание раздела

Цели и ожидаемые результаты проекта Стратегия Объем работ

Организационные связи Ссылки на внешние документы

Роли и ответственности Процесс управления проектом Обзоры и утверждения

Работы проекта, оценка объема работ и квалификации Внешние задачи Возможные изменения

Персонал

Оборудование

Средства

Прочее

График работ

Финансирование

Ограничения, риски и неопределенности проекта

График работ по этапам Список вех

История финансирования подобных проектов Бюджет План затрат Фонды

Предположения

Зависимости от внешнихпроектов/событий Риски и неопределенности Процесс решения проблем

19.6.2. Организация управления проектом Цели организации управления проектом включают в себя:

обеспечение взаимодействия;

разделение ролей и ответственности;

определение ответственности за принятие решений;

vk.686com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

обеспечение эффективного распределения информации;

обеспечение гибкости использования ресурсов.

Для обеспечен ия эф ф ек т и вн о го вза и м о д ей ст ви я необходимо:

обеспечить взаимодействие между менеджером проекта и функ­ циональным руководством;

установить правила формального взаимодействия между участ­ никами проекта.

Врамках проекта взаимодействуют различны е организации и от ­

дельн ы е и сп олн и т ели :

внутренние и внешние пользователи результатов проекта;

внутренние и внешние поставщики ресурсов;

внутренние функциональные отделы, например, бухгалтерия ит. д. Уровни ответственности и власти должны быть четко определе­

ны не только для постоянных членов проекта, но также и для испол­ нителей или организаций, поддерживающих проект на отдельных стадиях.

Организационная структура проекта должна предусматривать во з­

м о ж н о ст ь р а сп р ед ел ен и я ф ун кц и й п ри н ят и я р еш ен и й в с о о т в ет с т ­ вии с их природой (например, технические решения принимаются техническими специалистами).

О рганизация ком м уникации внутри проекта предусматривает:

обеспечение участников проекта лишь необходимой для них информацией в необходимое время;

определение каналов коммуникации заранее;

контроль эффективности информационных каналов;

предоставление информации в оптимальной форме (обобщен­ ные отчеты, графики, таблицы).

Организация проекта должна позволять привлекать различны е ресурсы на разных стадиях проекта в соответствии со следующими тремя принципами:

обеспечивать наиболее квалифицированных для данного вида работ специалистов;

привлекать исполнителей в команду проекта только на период, когда их квалификация необходима;

обеспечивать точное описание задания для привлекаемых спе­

циалистов.

Среди о р га н и зац и он н ы х ф орм уп р а влен и я п р о ект о м различают:

функциональную структуру;

дивизиональную структуру;

матричную структуру;

проектную структуру.

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 687

Для глубокого изучения организационных структур управления проектами рекомендуем обратиться к специальной литературе, при­ веденной в конце настоящей главы.

19.6.3. Схемы финансирования проектов

Одной из основополагающих проблем работы с инвестиционным проектом является его финансирование. Имеется в виду обеспечение проекта ресурсами, в состав которых входят не только денежные сред­ ства, но и выражаемые в денежном эквиваленте прочие инвестиции, в том числе основные и оборотные средства, имущественные права и нематериальные активы, кредиты, займы и залоги, права землеполь­ зования и пр.

Финансирование инвестиционного проектадолжно осуществлять­ ся при соблюдении следующих условий:

динамика инвестиций должна обеспечивать реализацию про­ екта в соответствии с временными и финансовыми ограниче­ ниями;

снижение затрат финансовых средств и риска проекта должно обеспечиваться за счет соответствующей структуры и источни­ ков финансирования и определенных организационных мер,

втом числе: налоговых льгот, гарантий, разнообразных форм участия.

Финансирование проекта включает в себя следующие основные стадии:

предварительное изучение жизнеспособности инвестиционно­ го проекта (определение целесообразности инвестиционного проекта по затратам и планируемой прибыли);

разработка плана реализации проекта (оценка рисков, ресурс­ ное обеспечение и пр.);

организация финансирования, в том числе:

оценка возможных форм финансирования и выбор конк­ ретной формы;

определение финансирующих организаций;

определение структуры источников финансирования;

контроль выполнения плана и условий финансирования. Финансирование инвестиционных проектов может осуществляет­

ся следующими способами:

сам оф инансирования, т. е. использования в качестве источника

финансирования собственных средств;

и сп о льзо ва н и я за ем н ы х и п р и вл ек а ем ы х ср едст в .

vk688.com/club152685050Часть V Управление| vk.нефтегазостроительнымиcom/id446425943 проектами

В табл. 19.6.3 представлена структура источников финансирования инвестиционных проектов.

Таблица 19.6.3

Структура источников финансирования инвестиционных проектов

Группа

Т т

Собственные

Государственные

ресурсы

Привлекаемые

Заемные

Организационная структура источников вгруппе

Государственный (федеральный) бюджет

Бюджеты субъектов Федерации (республиканские, местные)

Внебюджетные фонды (Пенсионный фонд РФ, Фонд социального страхования РФ, Государственный фонд занятости РФ, Федеральный фонд обязательного медицинского страхования РФ, прочие фонды)

Государственная кредитная система

Государственная страховая система

Государственные заимствования (государственные займы, внешние заимствования, международные кредиты и пр.)

Собственные

Привлекаемые

Ресурсы предприятий

Заемные

Собственные инвестиционные ресурсы предприятий

Взносы, пожертвования, продажа акций, дополнительная эмиссия акций

Инвестиционные ресурсы инвестиционных компаний

— резидентов, в том числе паевых инвестиционных фондов

Инвестиционные ресурсы страховых компаний — резидентов

Инвестиционные ресурсы негосударственных пенсионных фондов-резидентов

Банковские, коммерческие кредиты, бюджетные и целевые кредиты

Инвестиционные ресурсы иностранных инвесторов, включая коммерческие банки, международные финансовые институты, институциональных инвесторов, предприятия

Проектное финансирование можно охарактеризовать как ф инан­ сирование инвестиционных проектов, при котором сам проект явля­ ется способом обслуживания долговых обязательств. Финансирую­ щие субъекты оценивают объект инвестиций с точки зрения того, принесет ли реализуемый проект такой уровень дохода, который обес­ печит погашение предоставленной инвесторами ссуды, ^аймов или других видов капитала.

Основной особенностью проектного финансирования, в отличие от акционерного и государственного, является учет и управление рис­ ками, распределение рисков между участниками проекта, оценка за­ трат и доходов с учетом этого. Проектное финансирование называют также финансированием с определением регресса (требования о воз­ мещении предоставленной в заем суммы).

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 689

Различают три формы проектного финансирования:

ф и н а н си р о ва н и е с полны м р егр е сс о м н а за е м щ и к а , т. е. наличие определенных гарантий или требование определенной формы ограничений ответственности кредиторов проекта. Риски про­ екта в основном падают на заемщика, зато при этом «цена» зай­ ма относительно невысока и позволяет быстро получить финан­ совые средства для реализации проекта. Финансирование с пол­ ным регрессом на заемщика используется для малоприбыльных

инекоммерческих проектов;

ф и н а н си р о ва н и е б ез п р а ва р е гр е с с а на за ем щ и к а , т. е. кредитор

при этом не имеет никаких гарантий от заемщика и принимает на себя все риски, связанные с реализацией проекта. Стоимость такой формы финансирования достаточно высока для заемщи­ ка, так как кредитор надеется получить соответствующую ком­ пенсацию за высокую степень риска. Таким образом, финанси­ руются проекты, имеющие высокую прибыльность и дающие в результате реализации конкурентоспособную продукцию. Проекты для такой формы финансирования должны использо­ вать прогрессивные технологии производства продукции, иметь хорошо развитые рынки продукции, предусматривать надежные договоренности с поставщиками материально-технических ре­ сурсов для реализации проекта и пр.;

ф и н ан си рован и е с ограни чен ны м п р а во м р е гр е с с а . Такая форма

финансирования проектов предусматривает распределение всех рисков проекта между его участниками, так чтобы каждый участ­ ник брал на себя зависящие от него риски. В этом случае все участники принимают на себя конкретные коммерческие обя­ зательства и цена финансирования умеренна. В этом случае все участники проекта заинтересованы в эффективной реализации проекта, поскольку их прибыль зависит от их деятельности.

19.6.4. Оценка эффективности проекта

Эффективность инвестиционного проекта определяется на осно­ ве сопоставления притоков и оттоков денежных средств, связанных с реализацией проекта. Оценка эффективности инвестиционного проекта, а также сравнение проектов между собой осуществляются при помощи следующих показателей:

чистого дисконтированного дохода;

внутренней нормы доходности;

индекса доходности;

рентабельности инвестиций;

vk690.com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

• срока окупаемости.

Показатели эффективности проекта в целом определяются по ре­ зультатам инвестиционной и операционной деятельности по проек­ ту, т. е. не учитывают результаты финансовой деятельности. Показа­ тели эффективности для участников проекта включают в себя все фактические притоки и оттоки денежных средств конкретного участ­ ника, в том числе от финансовой деятельности.

Составляющие притоков и оттоков по проекту в целом и для основ­

ных участников проекта приведены в табл. 19.6.4.

Таблица 19.6.4

 

 

 

Составляющие притоков и оттоков по проекту

______

ПЗИМСНОВЗНИв

Состав притоков

 

Состав оттоков

 

 

полные инвестиционные

 

выручка о т реализации

затраты

 

Проект в целом

операционные затраты

доход от продажи постоянных активов

 

прочие текущ ие затраты

 

 

 

 

налоговые выплаты

 

 

полные инвестиционные

 

выручка от реализации

затраты

 

 

обшая сумма выплат по

Заказчик/Собст-

доходы от прочей реализации и

кредитам

 

венник

внереализационные доходы

 

операционные затраты

 

привлечение кредитов

 

прочие текущ ие затраты

 

 

налоговые выплаты

Банк

Бюджет (размер оттоков и притоков подлежит дополнительно­ му расчету)

общая сумма выплат по кредитам

налоговые поступления в бю джет по проекту

увелтение (со знаком «-» уменьшение) налоговых поступлений от сторонних предприятий, обусловленное влиянием проекта

таможенные пошлины и акцизы по продуктам (ресурсам), производимым (затрачиваемым) по проекту

эмиссионны й доход от выпуска ценных бумаг при реализации проекта

доход по принадлежащим бюджету ценный

бумагам

подоходный налог с заработной платы работников, задействованных в проекте

плата за пользование ресурсами, платы за недра и др.

доходы от лицензирования, конкурсов и тендеров на разведку, строительство и

эксплуатацию проекта

погашение льготны х бюджетных кредитов и их обслуживание

штрафы и санкции, уплачиваемые в бюджет при реализации проекта

привлечение кредитов

средства, вьделяе|уые для прям ого бю джетного финансирования проекта

кредиты банков, подлежащие компенсации за счет бюджета

прямые бюджетные ассигнования на надбавки к рыночным ценам на топливо

иэнергоносители

выплаты пособий лицам, остающ имся без работ в связи с осуществлением

проекта

выплаты по государственным ценным бумагам

бюджетные гарантии инвестиционных рисков участникам проекта

средства, вьделяе|уые из бюджета для ликвидации последствий чрезвычайных

ситуаций по проекту, и иные компенсации

vk.Главаcom/club15268505019. Основы управления |нефтегазостроительнымиvk.com/id446425943проект ами 691

19.7.УПРАВЛЕНИЕ ПРОЕКТОМ

19.7.1.Торги и договоры (контракты)

Торги или тендеры являются одной из основных форм закупки ресурсов, услуг и исполнителей и для обеспечения разработки и реа­ лизации проекта. Основной их смысл заключается в выборе на кон­ курсной основе предложений, наиболее выгодных для организаторов торгов, руководителей проекта. Регламент проведения торгов регу­ лируется «Положением о подрядных торгах в РФ». В данном парагра­ фе будут рассмотрены основные принципы организации торгов. Бо­ лее подробно с процедурами торгов можно ознакомиться в работе [ 1 ].

Классификация подрядных торгов приведена в табл. 19.7.1. Таблица 19.7.1

Классификация подрядных торгов

Классификационный признак

Виды торгов

По способу проведения предварительного

• с предварительной квалификацией участников

• без предварительной квалификации

отбора претендентов организатором торгов

участников

По участию в торгах иностранных оферентов

• с участием иностранного оферента

• без участия иностранного оферента

По участию оферентов в процедуре торгов и

• гласные

оглашению их результатов

• негласнье

Основные понятия и определения сводятся к следующим. Подрядные торги — это способ закупки товаров, размещ ения за­

казов и выдачи подрядов, при котором выбор подрядчика (поставщи­ ка) производится на конкурсной основе.

Объект торгов — производственны й или непроизводственны й объект, к которому относится предмет торгов.

Предмет торгов — конкретны е виды работ и услуг, по которым проводятся торги. В качестве предмета торгов могут выступать под­ ряды на:

строительство, реконструкцию и капитальный ремонт предпри­ ятий, зданий, сооружений производственного назначения и не­ производственного назначения, в том числе на условиях «под ключ»;

выполнение комплексов строительных и монтажных работ и их отдельных видов;

выполнение комплексов пуско-наладочных работ, инженерно­ изыскательские работы;

разработку ТЭО;

проектирование;

управление проектом;

поставку материально-технических ресурсов для проекта;

vk.692com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

поставку комплектного технологического оборудования, в том числе на условиях «под ключ»;

прочие поставки и услуги, в том числе услуги консультантов.

Участник торгов — лицо, имею щ ее право приним ать участие в торгах, в их подготовке, проведении и утверждении результатов тор­ гов.

Основными участниками торгов являются:

заказчик — лицо, для которого строится, реконструируется или оснащается объект торгов;

организатор торгов — лицо, которому заказчик поручил про­ ведение торгов;

тендерный комитет — постоянны й или врем енны й орган, со­ зданный заказчиком или организатором для организации и про­ ведения торгов;

претендент — организация, фирма, консорциум (отечествен­ ный или международный), под чьим именем подана заявка;

оферент — претендент, приславший тендерное предложение

(оферту), подкрепленное банковской гарантией и содержащее его согласие участвовать в торгах на условиях, изложенных

втендерной документации.

Вотдельных процедурах торгов также могут принимать участие инженерно-консультационные фирмы, кредитно-финансовые учреж­

дения, межведомственная комиссия по подрядным торгам, Минстрой России и другие организации.

Тендерная документация — комплект документов, содержащ ий исходную информацию о технологических, коммерческих, организа­ ционных и иных характеристиках объекта и предмета торгов, а так­ же об условиях и процедуре торгов.

Опросник — документ, содержащий сведения об основных крите­ риях предварительной квалификации, предъявляемых к претенденту.

Оферта — предложение заключить договор в отношении конкрет­ ного предмета торгов на условиях, определяемых в тендерной доку­ ментации.

Альтернативное предложение— предлож ение, предоставляемое одновременно с основным и содержащее отличающиеся от основно­ го предложения условия.

Функции участников торгов. П ри проведении торгов ф ункции участников распределяются следующим образом:

Зак азч и к:

• принимает решение о проведении подрядных торгов;

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 693

определяет лицо, которое будет выполнять функции организатора торгов;

контролирует работу организатора торгов и участвует в работе тендерного комитета через своего представителя;

устанавливает окончательные условия договора и заключает его

спобедителем торгов.

О р га н и за т о р т о р го в:

подготавливает документы для объявления торгов, осуществля­ ет публикацию объявления и рассылку приглашений;

формирует тендерный комитет;

направляет и контролирует деятельность тендерного комитета и привлекаемых инженерно-консультационных организаций по подготовке тендерной и другой необходимой документации;

утверждает результаты торгов;

рассматривает апелляции на решения тендерного комитета;

ликвидирует тендерный комитет;

несет все расходы по подготовке и проведению торгов.

Т ендерны й ком и т ет :

производит сбор заявок на участие в торгах, на предваритель­ ную квалификацию;

проводит предварительную квалификацию претендентов;

организует разработку и распространение тендерной документа­ ции и решает вопросы изменения этой документации и процедур;

проводит ознакомление претендентов с тендерной документаци­ ей и дает необходимые разъяснения;

обеспечивает сбор, хранение и оценку представленных оферт;

осуществляет процедуру торгов и ее оформление;

определяет победителя или принимает иное решение по резуль­ татам торгов и представляет их на утверждение;

публикует в средствах массовой информации отчет о результа­ тах торгов.

Претендент имеет право:

получать от тендерного комитета исчерпывающую информацию по условиям и порядку проведения подрядных торгов;

обращаться в тендерный комитет с просьбой об отсрочке пред­ ставления оферты в письменном виде.

Лицо приобретает статус претендента с момента обращения в тен­ дерный комитет для участия в торгах. С момента регистрации офер­ ты претендент приобретает статус оферента.

И нж енерно-консульт ационная ф ирм а может привлекаться органи­ затором торгов и тендерным комитетом со следующими целями:

vk.com/club152685050694 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

• проведения предварительных исследовании и выдачи заключе­ ния о целесообразности выставления на торги конкретного объ­ екта;

подготовки тендерной документации;

разработки условий предварительной квалификации;

оценки оферт и выдачи рекомендаций о присуждении договора;

оценки предложений и просьб претендентов, поступающих

впроцессе подготовки торгов;

разъяснения условий конкурса и т. д.

Инженерно-консультационная фирма может также привлекаться и претендентом для разработки оферты. Однако одна и та же инже­ нерно-консультационная фирма не имеет право сотрудничать в про­ цессе подготовки конкретных торгов одновременно с заказчиком, ор­ ганизатором торгов и тендерным комитетом, с одной стороны, и с пре­ тендентом, с другой стороны.

К р еди т н о -ф и н а н со во е уч р еж ден и е приобретает статус участника торгов, если организатор торгов открывает в нем специальные счета для осуществления финансовых операций, связанных с проведени­ ем подрядных торгов, в том числе по депонированию гарантийных за­ логов, а также для осуществления различных расчетов.

Основными функциями М еж ведом ст вен н ой ком исси и по п о д р я д ­ ным т оргам являются:

правовое и методическое обеспечение подрядных торгов;

координация разработки тендерного законодательства;

содействие созданию системы информационного обеспечения торгов и сети инженерно-консультационных фирм;

консультирование по вопросу проведения подрядных торгов. Порядок проведения торгов предусматривает создание специаль­

ного тендерного комитета, публикацию объявления о торгах, разра­ ботку тендерной документации, предварительную квалификацию претендентов, разработку оферты претендентами, приемку и регист­ рацию оферт, собственно процедуру торгов (рассмотрение, оценка и выбор оферт), утверждение победителя торгов и заключение с ним контракта.

19.7.2. Контроль и регулирование проекта Цели системы контроля исполнения проекта. Все основны е эле­

менты проекта должны контролироваться руководством, которое должно определить процедуру и установить последовательность сбо­ ра данных через определенные интервалы времени, производить ана­ лиз полученных данных, анализировать текущие расхождения фак­

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 695

тических и плановых показателей и прогнозировать влияние текущего состояния дел на выполнение оставшихся объемов работ.

Основные принципы построения эффективной системы контро­ ля включают в себя:

четкие планы;

ясную систему отчетности;

эффективную систему анализа фактических показателей и тен­

денций;

• эффективную систему реагирования.

Завершающим шагом процесса контроля являются действия, пред­ принимаемые руководством и направленные на преодоление откло­ нений в ходе работ проекта. Эти действия могут быть направлены на исправление выявленных недостатков и преодоление негативных тен­ денций в рамках проекта. В ряде случаев может потребоваться пере­ смотр плана.

В рамках функции контроля и оперативного управления реализа­ цией проекта решаются задачи измерения, прогнозирования и оцен­ ки складывающейся оперативной ситуации по достижению резуль­ татов, затратам времени, ресурсов и финансов, анализу и устранению причин отклонения от выработанного плана, коррекция плана. Обыч­ но при управлении проектом контролируются три основные количе­ ственные характеристики — время, объем работ и стоимость. Кроме того, руководство отвечает за управление содержанием работ (изме­ нениями), качеством и организационной структурой.

Впроцессе контроля можно выделить три основных шага:

отслеживание фактического состояния работ — сбор и докумен­ тирование фактических данных;

анализ результатов и измерение прогресса — оценка текущего состояния работ и сравнение достигнутых результатов с запла­ нированными;

корректирующие действия — планирование и осуществление

действий, направленных на выполнение работ в соответствии с планом или минимизацию несоответствий.

Отслеживание фактического выполнения работ. П ервы й ш аг в процессе контроля заключается в сборе и обработке данных по фак­ тическому состоянию работ. Руководство обязано непрерывно сле­ дить за ходом выполнения проекта, определять степень завершенно­ сти работ и, исходя из текущего состояния, делать оценки парамет­ ров вы полнения будущих работ. Для этого необходимо иметь эффективные обратные связи, дающие информацию о достигнутых результатах и затратах.

vk696.com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроителъными проектами

Существует два основных метода контроля фактического выполне­ ния: «простой контроль» и «детальный контроль».

М ет о д п рост ого кон т роля также называют методом «О—100», по­ скольку он отслеживает только моменты завершения детальных за­ дач (существуеттолько две степени завершенности задачи: 0% и 100%). Другими словами, считается, что работа выполнена только тогда, когда достигнут ее конечный результат.

М ет од дет ального конт роля предусматривает выполнение оценок промежуточных состояний выполнения задачи (например, завершен­ ность детальной задачи на 50% означает, что, по оценкам исполните­ лей и руководства, цели задачи достигнуты наполовину). Данный ме­ тод более сложен, поскольку требует от менеджера оценивать про­ цент завершенности для работ, находящихся в процессе выполнения.

Используя один из этих методов, менеджер может разработать интегрированную систему контроля, которая сосредоточивает вни­ мание на степени завершенности работ, а не только на временных и объемных параметрах проекта и удовлетворяет критериям обоснова­ ния финансирования.

Измерение прогресса и анализ результатов. Собранны е данные используются для расчета прогресса выполнения работ проекта по показателям:

время;

стоимость;

качество;

организация проекта;

содержание работ.

Смомента начала реализации проекта задача оценки фактических параметров работ и сравнения их с запланированными становится основной обязанностью менеджера. Фиксация исходного плана необ­ ходима для отслеживания процесса его выполнения и выявления бу­ дущих проблем. Плановые показатели должны быть утверждены соответствующими руководящими органами и документально оформ­ лены до начала работ.

Фактическая информация по выполнению работ не оказывает влияния на исходный план; по определению, исходный пАан является основанием для измерения прогресса. Исходный план должен быть неизменным и использоваться дця сравнения с текущим состоянием в отчетах. Однако фактическая информация используется для состав­ ления новых графиков, базирующихся на действительных данных.

После получения первого же отчета с фактическими данными по­ лучается два графика работ: исходный график и текущий график,

vk.Главаcom/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 697

включающий влияние последних фактических данных. Основная ра­ бота по определению состояния проекта заключается в сравнении этих двух планов.

Отметим, что отчет по проценту завершения часто не дает разра­ ботчику полезной информации по прогрессу в работе — например, как в случае работ, которые достигли 90% завершенности, а затем остав­ шаяся часть работ выполняется в течение 50% или более от общего времени их выполнения. С другой стороны, отчет по выполненной продолжительности дает возможность оценить время, затраченное на выполнение работы, но не рассматривает, сколько дополнительных усилий потребуется ддя ее завершения. Для обеспечения полноцен­ ной поддержки принятия решений разработчик должен использовать комплекс методов и набор стандартных отчетов, обеспечивающих его значимой информацией.

Используются следующие методы и направления анализа и конт­ роля:

предсказание сроков окончания работ;

выполнение и потраченное время;

пересмотр оценок длительностей работ;

определение причин задержек;

оценка стоимости выполнения и предсказание стоимости про­

екта.

Данные подходы позволяют получить более точную картину со­ стояния дел по проекту и предоставить ее высшему руководству и за­ казчику.

Корректирующие действия. Определив отклонения проекта от плана, менеджер должен предпринять соответствующие действия. Чем раньше корректирующие действия предприняты, тем лучше. Дейст­ вия по восстановлению контроля над проектом рекомендуется также тщательно планировать.

Существует пять основных возможных направлений действий

вслучае отклонения проекта от плана:

найти альтернативное решение;

произвести пересмотр стоимости;

осуществить пересмотр сроков;

пересмотреть содержания работ;

принять решение о прекращении проекта.

19.7.3. Управление изменениями Цели управления изменениями. Для обеспечения эф ф ективного

контроля за содержанием работ проекта должны быть определены

vk.698com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

формальные процедуры управления изменениями. Следующие элемен­ ты проекта могут быть подвергнуты изменению:

цели проекта;

специфические планы;

организация проекта;

использование ресурсов;

контракты;

используемые стандарты;

внешние факторы, влияющие на проект.

Причинами изменений в содержании работ проекта могут быть:

изменения на рынке;

действия конкурентов;

технологические изменения;

изменения в ценах и доступности ресурсов;

экономическая нестабильность;

ошибки в планах и оценках;

ошибки в выборе методов, инструментов, организационной структуре или стандартах;

изменения в контрактах и спецификациях;

задержки поставок или поставки низкого качества;

необходимость ускорения работ;

влияние других проектов.

Все множество изменений можно разделить на два основных типа:

осознанные (желательные) изменения;

вынужденные изменения.

Например, когда необходимо ускорить выполнение проектов с тем, чтобы быстрее запустить производство или выпустить товар на ры­ нок, принимается решение сократить сроки выполнения проекта. В данном случае руководство проекта осознанно осуществляет вре­ менные изменения с тем, чтобы получить выгоду от более раннего окончания проекта. Когда же график работ должен быть передвинут на более поздние сроки из-за некачественных поставок, низкой произ­ водительности труда, руководство вынуждено пойти на пересмотр временных параметров выполнения работ.

Вынужденные изменения должны быть вовремя распознаны и реа­ лизованы с наименьшими убытками. Возможность же выполнения желаемых изменений должна быть идентифицирована и реализова­ на с определенной выгодой для проекта.

Неконтролируемые изменения, производящиеся в процессе реа­ лизации проекта, могут носить разрушительный характер для всего процесса управления. Для эффективного управления изменениями

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 699

в ходе реализации проекта необходима соответствующая методика, ко­ торая должна обеспечивать:

• эффективные взаимосвязи между участниками проекта;

четкое разграничение ролей и ответственности, связанных с каж­ дым изменением;

возможность четко отслеживать влияние изменений на времен­ ные и стоимостные показатели проекта.

Процесс контроля за реализацией изменений. М етодику управле­ ния изменениями можно рассматривать как набор документов, регла­ ментирующих учет и сопровождение каждого отдельного изменения от появления потребности в нем до его полной реализации. Конкрет­ ные реализации данной методики могут значительно варьироваться не только в зависимости от области деятельности и принятой в органи­ зации системы управления, но могут изменяться от проекта к проек­ ту и в рамках одной организации.

Кто-либо из участников проекта — заказчик, команда проекта или третья сторона — могут инициировать запросы на изменение. Любые из этих запросов на функциональную модификацию, должны быть надлежащим образом задокументированы и пройти через процесс конт­ роля за изменениями. Без такого контроля менеджеру проекта будет трудно следить за исполнением работ оставшейся части проекта.

В общем виде данная методика должна регламентировать прохож­ дение изменения через пять основных стадий:

1. Описание. На начальной стадии необходимо уяснить и описать пред­ лагаемое изменение. Предложение документируется и обсуждается.

2.Оценка. Вторая стадия предусматривает полномасштабный ана­ лиз влияния предлагаемого изменения. Для этого производится сбор

исогласование всей информации, необходимой для оценки послед­ ствий данного изменения. Результаты исследования документируют­ ся и обсуждаются.

3.Одобрение. Рассматриваются результаты исследований и при­ нимается решение: одобрить изменение, отказать, отложить. Если принято решение отложить реализацию изменения, то необходимо провести дополнительные исследования и расчеты. Если принимает­ ся положительное решение, то утверждаются исполнители и выделя­ ются средства на проведение изменения. Принятые решения доку­ ментируются.

4.Реализация. Изменение вносится в план проекта и реализуется.

5.Подтверждение исполнения. Контроль корректного и полного выполнения работ в рамкахданного изменения. В случае положитель­ ного результата изменение снимается с контроля.

vk.com/club152685050700 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектам и

Можно привести следующие примеры документов, регламентирую­ щих и протоколирующих прохождение изменения:

«Отчет о проблеме» — описание проблемы, возникшей в ходе реа­ лизации проекта. Формируется на начальной стадии.

«Запрос на осуществление изменения». Формируется на началь­ ной стадии.

«Описание предлагаемого изменения» — информация об измене­ нии, его текущем статусе, инициаторах и ответственных за выполне­ ние и контроль. Формируется на начальной стадии и корректируется на последующих стадиях.

«Сводная форма контроля изменения» — содержит обобщенную информацию об изменении.

Каждая стадия прохождения изменения предусматривает регла­ ментируемое методикой распределение ролей среди участников про­ екта. Например, в группе управления проектом выделяется ответст­ венный за сбор и обработку поступающих отчетов о текущих пробле­ мах и запросов на осуществление изменений. Для контроля за прохождением изменения назначается администратор процесса.

Специальным документом регламентируется проведение перего­ воров и принятие решения о реализации изменения, в которых участ­ вуют менеджер, ответственный за реализацию данной части проек­ та, представитель заказчика, а при необходимости, и представители заинтересованных организаций.

Таким образом, в идеальном случае контроль изменений представ­ ляет собой комплексную технологию управления проведением изме­ нения проекта с соответствующим набором документации и распре­ делением обязанностей (табл. 19.7.2).

19.7.4. Управление материально-техническими ресурсами

Ресурсы являются одной из основных предметных областей проек­ та и включают в себя трудовые ресурсы, материально-технические ре­ сурсы, машины и механизмы, оборудование, финансовые ресурсы, услуги. В каждый текущий момент времени ресурсы проекта ограни­ чены и потому основными задачами управления ресурсами являются:

оптимальное планирование ресурсов;

закупки ресурсов;

поставки ресурсов;

управление запасами ресурсов.

распределение ресурсов по работам проекта.

Более подробно об управлении материально-техническими ресур­ сами компании и проектов смотрите в специальной литературе.

Глава 19. Основы управления нефтегазостроительными проектами

701

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

 

 

Т абли ц а 19.7.2,

 

Ц и к л к о н т р о л я и з м е н е н и я

 

 

Ш а г

Начальный статус

Конечный статус

 

Идентификация проблемы

Нет

IПроблема

 

Описание проблемы

Проблема

Разрешение проблемы или

заявка на изменение

 

 

 

 

Анализ и описание

Заявка на изменение

[Предлагаемое изменение

 

изменения

 

 

 

 

 

 

Предложение отвергнуто

 

Рассмотрение и утверждение

 

!Необходима доработка

 

[Предлагаемое изменение

^Необходимо утверждение

 

изменения

 

финансирования

 

 

 

Изменение утверждено

 

Доработка (детальный

Предлагаемое изменение

Детальное описание

 

анализ последствий)

изменения и последствий

 

 

 

Переговоры

Предлагаемое изменение

Ф инансирование утверж дено

Реализация

Изменение утверждено

Изменение реализовано

 

Подтверждение исполнения

[Реализованное изменение

Реализация принята

 

 

(Реализованное изменение

Снято с контроля

 

Закры тие

Корректность реализации

 

 

подтверждена_____________

 

 

19.7.5. Управление человеческими ресурсами проекта

Управление человеческими ресурсами проекта отличается от кор­ поративного управления персоналом (см. главу 21) в первую очередь тем, что человеческие ресурсы проекта включают в себя команду про­ екта — специфическую организационную структуру, возглавляемую руководителем проекта и создаваемую на период осуществления про­ екта с целью эффективного достижения его целей. Состав и функции команды проекта зависят от масштабов, сложности и других характе­ ристик проекта.

Команда проекта функционирует под руководством руководителя проекта (в принятой на Западе терминологии — п роект -м ен едж ера, или м енедж ера проект а). Это юридическое лицо, которому заказчик (инвестор или другой участник проекта) делегируют полномочия по руководству работами по проекту: планированию, контролю и коор­ динации работ участников проекта. Конкретный состав полномочий

р ук о во д и т ел я п р о ек т а ( п роект -м ен ед ж ер а , м ен едж ер а п р о ек т а ) опре­ деляется контрактом с заказчиком.

Проект-менеджеру, по роду своей деятельности контактирующему с большим количеством людей в ходе осуществления проекта, необ­ ходимо анализировать как свои действия, так и действия других людей и давать им объективную оценку; уметь разбираться в людях и, исхо­ дя из этого, строить свои отношения с ними. Сегодня все большее значение приобретает способность менеджера работать в команде, где тесно объединены две составляющие: материальная и духовная.

vk.702com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

Материальную составляющую представляют люди, объединенные в ко­ манду, духовную — идеология и психология.

И деология ком анды формируется из совокупности идей и взглядов, отражающих конечные цели выполнения трудовой функции (напри­ мер, стремление к обогащению, служение обществу или определен­ ной идее ит. п.).

П сихология ком анды выражается в совокупности социально-психо- логических особенностей, проявляющихся в ходе ее создания и разви­ тия, на основе взаимодействия членов команды, форм и способов взаим­ ного удовлетворения потребностей. В процессе работы участники должны спланировать общую деятельность, организовать обмен инфор­ мацией, наладить взаимопонимание, выработать формы совместных действий. Это подразумевает формирование морально-психологиче­ ского климата, совместного опыта, общественного мнения, а также ре­ шение вопросовлидерства, понимания природы внутригрупповых конф­ ликтов и т. п. Большое значение при этом имеют личные качества индивидуума, проявляющиеся в индивидуально-психологических ка­ чествах личности, которые совместно с социально-психологическими качествами определяют поведение человека в организации.

Создание проектной комацды. Сложность и комплексность задач по управлению проектами вызывают потребность в высокой техни­ ческой компетентности, владении большими объемами экономиче­ ских, правовых, управленческих знаний, поэтому создание профес­ сиональной проектной команды является необходимым условием эффективной работы над проектом. Прогрессивность и экономич­ ность проектной команды выражаются в возможности решать слож­ ные задачи, используя сравнительно небольшое число людей, обла­ дающих высокой квалификацией при хорошем взаимопонимании между ними и проект-менеджером, за счет оптимального сочетания интересов производства и интересов коллектива.

При формировании команды следует учитывать ряд трудностей. Одна из них — это высокие требования к психологической готовно­ сти участников. Командная работа предполагает наличие общей и профессиональной культуры, хороших деловых взаимоотношений, желания работать как единое целое, готовности всесторонне обсуж­ дать работу, анализировать совместные действия. Это требует нали­ чия коллективного самосознания, открытости, зрелости. Правильный отбор членов команды, поиск удовлетворяющих всех способов совмест­ ной деятельности, создание такой обстановки в команде, чтобы каж­ дый член, зная общую цель, мог увязать с ней свои личные установ­ ки — это задача для проект-менеджера и фактор успеха проекта.

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 703

Команда представляет собой форму социального объединения людей в процессе совместной деятельности и общения, т. е. малую социальную группу. Она обладает такими существенными признаками, как:

внутренняя организация, которая состоит из органов управления, контроля и санкций;

групповые ценности, на основе которых формируется чувство общности в команде и создается общественное мнение;

собственный принцип обособления, отличающий ее от других команд;

групповое давление, т. е. воздействие на поведение членов ко­ манды общими целями и задачами деятельности;

стремление к устойчивости благодаря механизму отношений,

возникающих между людьми в ходе решения общих задач;

• закрепление определенных традиций.

Основными характ ерист икам и ком анды являются: состав; струк­ тура; групповые процессы.

Состав — это совокупность характеристик членов команды, важ­ ных для анализа ее как единого целого. Например, численность, воз­ растной, половой состав и т. д.

Структура рассматривается с точки зрения функций, выполняе­ мых отдельными членами команды, а также с точки зрения межлич­ ностных отношений в ней. Выделяют структуры предпочтений, вла­ сти и коммуникаций.

К групповым процессам относятся такие показатели динамики, как процесс развития, сплочения группы, процесс группового давления, выработки решений.

Совокупность показателей, определяющих положение человека

вкоманде, включает: систему групповых ожиданий; систему статусов и ролей членов группы.

По отношению к каждому члену у группы есть система ожиданий

вотношении его поведения. Поведение, соответствующее групповым нормам и правилам поощряется, несоответствующее наказывается.

Статусно-ролевые отношения отражают систему взаимосвязей, складывающихся в группе. Каждый человек занимает определенное положение в группе: по вертикали — руководство и подчинение, по горизонтали — сотрудничество. Это отражается на статусе каждого члена. Статус реализуется через систему ролей, т. е. функций, выполняемых человеком в соответствии с его положени­ ем в группе.

Организационная структура команды формируется с учетом целей, задач и других характеристик проекта. Обычно используются две

vk.com/club152685050704 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазострошпелъными проектами

основные ст рукт уры проект ной ком анды: матричная; проектная (см. главу 6).

Для успешной управленческой деятельности по реализации проек­ та менеджер должен обладать пониманием групповых процессов, способностью увидеть команду в ее динамике, определить, как имен­ но она развивается, каковы важнейшие факторы, определяющие про­ цесс изменения команды во времени.

Обычно в своем формировании и развитии команда проходит ряд стадий.

На первой стадии идет процесс знакомства. Формируются пред­ ставления членов команды о команде в целом и друг о друге. На этом этапе менеджер должен сознательно укреплять коллектив, сплачивать его, поддерживать позитивный климат, уточнять цели, анализировать ход работ, объяснять, что им нужно эффективно работать вместе для достижения высокого конечного результата.

Вторая стадия — это период формирования групповых норм и цен­ ностей, начало возникновения группового самосознания. В ходе сов­ местной работы члены команды начинают вырабатывать общие пра­ вила поведения.

Третья стадия получила название «стадии конфликтности». Здесь возможны столкновения между отдельными членами команды из-за переоценки ими своих возможностей (прежде всего лидерских), стрем­ ления решить все проблемы самостоятельно, не консультируясь с ко­ мандой, несоответствия между высоким творческим потенциалом спе­ циалиста и необходимостью выполнения рутинной работы и т. п.

Четвертая стадия — это переход от конфликтной стадии к груп­ повой сбалансированности. Общение между членами команды ста­ новится более открытым и конструктивным, устанавливаются друже­ ские и деловые отношения, определяются роли и статусы, формиру­ ются неформальные группы.

На пятой стадии — стадии нормального функционирования — ко­ манда превращается в сложившийся коллектив с ярко выраженным командным чувством, с общей целью, ориентированной на успешное завершение проекта. В этой стадии команда наиболее удобнадля управ­ ления и проект-менеджер должен использовать это максимально.

Шестая стадия — реорганизация. Изменения в количественном и качественном составе команды в связи с изменившейся номенклату­ рой и объемами работ, замена непригодных сотрудников и привлече­ ние новых, приглашение экспертов на временной основе и т. п.

Седьмая стадия — расформирование команды в связи с заверше­ нием проекта.

vk.Главаcom/club15268505019. Основы управления |нефтегазостроительнымиvk.com/id446425943проектами 705

Эффективный проект-менеджер помогает членам команды пройти все стадии развития и полностью раскрыть свой потенциал. Он дол­ жен уметь предсказывать наступление очередного этапа развития и вести команду вперед. При успешном завершении проекта возник­ шее чувство удовлетворенности работой формирует желание дальней­ шей совместной деятельности.

19.7.6. Управление коммуникациями

Быстрая смена текущих задач и высокая степень неопределенно­ сти являются характерными чертами осуществления большинства проектов. В данных условиях доступность точной и своевременной информации часто определяет успех проекта в целом. Управление коммуникациями проекта (управление взаимодействием, инф орм а­ ционными связями) — управленческая функция, направленная на обеспечение своевременного сбора, генерации, распределения и со­ хранения необходимой проектной информации. Управление комму­ никациями обеспечивает поддержку системы связи (взаимодействий) между участниками проекта, передачу управленческой и отчетной информации, направленной на обеспечение достижения целей про­ екта. Каждый участник проекта должен быть подготовлен к взаимо­ действию в рамках проекта в соответствии с его функциональными обязанностями.

Большинство коммуникационных процессов в рамках проекта под­ разумевают использование компьютеров и средств связи. Более того, можно утверждать, что от момента зарождения и до наших дней раз­ витие методов управления проектами и их практическое применение во многом определялись развитием информационных технологий.

Реализация концепции распределенной интегрированной системы управления проектом (или комплексом проектов), сбор и распростра­ нение актуальной информации в режиме реального времени стали воз­ можными благодаря современным технологиям, обеспечивающим связь между участниками проектов в локальных и глобальных сетях. Теоретически руководители проектов сегодня могут получать деталь­ ные отчеты по проекту и выдавать задания, не покидая офиса и без еди­ ного телефонного звонка.

На рис. 19.7.1 показан обобщенный жизненный цикл проекта и управленческие функции, связанные с различными стадиями проек­ та. Для поддержки различных управленческих функций использует­ ся различное информационное и программное обеспечение.

Для глубокого изучения программного обеспечения управления про­ ектами рекомендуем обратиться к специализированной литературе.

vk.com/club152685050706 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

В целом следует отметить, что от эффективной системы коммуника­ ций и интегрированной информационной системы существенно зависит качество реализации проекта.

Предынвестиционный анализ проекта

Планирование проекта

Выполнение проекта

Обоснование целей проекта Оценка экономической эф ф ективное! проекта в целом

Детальное планирование комплекса работ и ресурсов проекта

Анализ сроков выполнения проекта в целом и отдельных его стадий, временное планирование

»Анализ графика потребностей проекта в ресурсах, ресурсное планирование

Анализ граф ика потребностей проекта в финансах, стоимостное планирование

Контроль за ходом реализации проекта

Анализ состояния проекта

Оперативное управление проектом Перепланирование проекта Отчетность и документирование хода работ

ПО ф инансового анализа проектов и стратегиче­ ско го планирования

ПО планирования и управления проектами

Специализирован­ ное ПО

ПО ведения бухгалтерии проекта и стоим остного анализа

Групповое ПО

ПО формирования отчетов

Системы

документооборота и ведения архивов

Завершение проекта

• Отчетность и документирование результатов проекта

Рис.19.7.1. Обобщенный цикл проекта и типы программного

обеспечения (П О ) для поддерж киразличныхуправленческихфункций

19.8. З А В Е Р Ш Е Н И Е П Р О Е К Т А

Пусконаладочные работы. К пусконаладочным работам относится комплекс мероприятий и работ, выполняемых в период подготовки и проведения индивидуальных испытаний комплексного опробования оборудования.

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 707

При этом под оборудованием подразумевается вся технологическая система объекта, т. е. комплекс всех видов оборудования, трубопро­ водов, сооружений и устройств, обеспечивающих выпуск первой пар­ тии продукции или обеспечения услуг, предусмотренных проектом.

Период индивидуальных испытаний включает в себя проведение монтажных и пусконаладочных работ с целью подготовки отдельных машин, устройств, агрегатов и сооружений к их приемке рабочей ко­ миссией для комплексного опробования.

До начала индивидуальных испытаний осуществляются пуско-на­ ладочные работы по электротехническим устройствам, автоматизи­ рованным системам управления, санитарно-техническому и силово­ му оборудованию.

Объем и условия выполнения пуско-наладочных работ определя­ ются отраслевыми правилами приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов, утвержденными соответствующими мини­ стерствами и ведомствами РФ по согласованию с Госстроем России.

П риемка в эксплуатацию законченны х строительством объектов.

В соответствии с действующими нормативными документами прием­ ку законченных строительством объектов от исполнителя работ (ге­ нерального подрядчика) может производить как заказчик, так и лю­ бое другое уполномоченное инвестором лицо.

Заказчик вправе привлекать к приемке пользователя объекта (экс­ плуатирующую организацию), авторов проекта, специализированные фирмы, страховые общества и других юридических и физических лиц, создавая в необходимых случаях прием очн ы е (рабоч и е) ком иссии .

Приемка объектов производственного назначения, строительство которых производилось за счет средств федерального бюджета или льготного кредитования, осуществляется с учетом отраслевых особен­ ностей, устанавливаемых министерствами Российской Федерации и другими органами центральной исполнительной власти по согласова­ нию с Госстроем России, включая приемку объектов в эксплуатацию

го су д а р ст вен н ы м и п ри ем очн ы м и ком и сси ям и .

Объекты подобного рода подлежат приемке только в том случае, когда они подготовлены к эксплуатации: укомплектованы эксплуата­ ционными кадрами, обеспечены энергоресурсами, сырьем и др.; на них устранены недоделки и начат выпуск продукции или оказание услуг в объеме, предусмотренном договором подряда.

Предъявляя к приемке объект (очередь, пусковой комплекс, зда­ ние, сооружение), исполнитель должен предоставить рабочей комис­ сии либо заказчику комплект документации, содержащей данные об объекте и акты испытаний.

vk70S.com/club152685050Часть К Управление| vkнефтегазостроительными.com/id446425943 проектами

Заказчик производит приемку объекта на основе результатов прове­ денных им проверок, контрольных испытаний и измерений, докумен­ тов исполнителя работ, подтверждающих соответствие принимаемого объекта утвержденному проекту, нормам, правилам и стандартам, а так­ же заключений органов надзора. Порядок проведения работ по прием­ ке объекта, стадии приемки, объем контроля и методы испытаний при­ нимаются в соответствии с требованиями стандартов, норм и правил, а также указаниями проектной или технологической документацией.

Объекты могут быть приняты в целом (в том числе «под ключ»), или по мере завершения отдельных очередей, пусковых комплексов, зданий и сооружений в объеме, предусмотренном в договоре подря­ да на строительство.

Приемка законченного строительством объекта оформляется ак­ том. Вся документация, прилагаемая к акту приемки законченного строительством объекта после окончания работы приемочной комис­ сии должна быть передана заказчику (исполнителю).

Факт ввода в действие принятого объекта регистрируется заказ­ чиком в местных органах исполнительной власти в порядке, установ­ ленном этими органами.

В статистическую отчетность введенный в действие объект вклю­ чается за тот отчетный период, в котором был зарегистрирован факт ввода. Исполнитель работ на основе акта приемки представляет в уста­ новленном порядке статистическую отчетность о выполнении дого­ ворных обязательств.

Закрытие контракта. В связи с отсутствием в отечественной прак­ тике нормативных документов, регулирующих процесс закрытия кон­ тракта, в основу настоящего раздела положены результаты изучения зарубежного опыта [4].

Основными этапами закрытия контракта являются:

проверка финансовой отчетности;

паспортизация;

выявление невыполненных обязательств;

завершение невыполненных обязательств;

гарантийное обслуживание и окончательные расчетъь Проверка финансовой отчетности представляет собой проверку

финансовой отчетности заказчика и подрядчика и включает в себя: а) для заказчика:

• проверку полноты выписки фактуры на весь объем завершен­ ных работ;

• согласование полученных платежей с представленными счетамифактурами;

vk.com/club152685050Глава 19. Основы управления|нефтегазостроительнымиvk.com/id446425943проектами 709

проверку наличия документации по изменениям;

контроль суммы удержаний, произведенных заказчиком;

б) для исполнит еля:

проверку платежей поставщикам и субподрядчикам;

соответствие суммы заказов закупкам по накладным поставщи­ ков;

поиск просроченных платежей поставщику;

подтверждение соответствующих удержаний.

Результаты такой проверки позволяют получить данные для под­ готовки окончательных финансовых отчетов по проекту.

Паспортизация представляет собой один из важных элементов ор­ ганизации закрытия контракта и заключается в регистрации заказ­ чиком ранее предоставленной ему документации. В качестве послед­ ней могут выступать: документация, характеризующая технические условия используемого сырья и материалов, сертификаты и т. д. При правильном управлении инвестиционным процессом вопросы паспор­ тизации решаются своевременно, а не только на этапе закрытия конт­ ракта.

Невыполненные обязательства должны быть завершены полностью на этапе закрытия контракта, однако их выявление должно осуществ­ ляться постоянно в течение всего времени выполнения контракта.

Врезультате проверки устанавливаются:

объемы работ, не требующие дополнительных усилий и готовые к закрытию;

объемы работ, требующие завершения для выполнения договор­ ных обязательств.

На этапе завершения невыполненных обязательств предприни ­ маются усилия для исправления брака и устранения недоделок. В слу­ чае, если эти усилия дорогостоящи и длительны, руководитель проекта должен урегулировать проблемы с заказчиком путем уступок с его сто­ роны в отношении некоторых требований или путем уплаты штрафа.

Если работа своевременно не выполнена, то должен рассматривать­ ся вопрос об изменении контракта. Ведение переговоров с целью из­ менения условий контракта производится до его закрытия и оконча­ тельных платежей. Все изменения в контракте утверждаются заказ­ чиком, и до его утверждения никакие дополнительные работы не выполняются. Информацию о выполнении всех работ по контрактам руководитель проекта передает комиссии, принимающей объект.

Закрытие контракта должно сопровождаться завершением расче­ тов по нему, т. е. выпиской счета для осуществления окончательного платежа.

vk.710com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

Как правило, в контрактах предусматриваются штрафные санк­ ции за нарушение сроков строительства. Если объект не закончен к установленному времени, заказчик предъявляет подрядчику тре­ бование об уплате неустойки. Специально оговоренные условия поз­ воляют заказчику предъявить подрядчику счет на ликвидацию ущер­ ба за каждый день просрочки строительства. Сумма ущерба и размер премий за досрочный ввод объекта заранее указывается в условиях контракта.

При окончательных расчетах учитывается экономия или перерас­ ход денежных средств на проект. Если в процессе строительства под­ рядчик сократил издержки производства по каким-либо работам по сравнению с контрактной ценой, он получает вознаграждение.

При завершении проекта осуществляется подготовка итогового отчета, в котором описаны все проблемы строительства, пуско-налад- ки и организации эксплуатации. Этот отчет отражает опыт реализа­ ции проекта и используется для последующих проектов.

Гарантийное обслуживание осуществляется после закрытия конт­ ракта не командой, работающей над проектом, а функциональной группой, ответственной за гарантийное обслуживание. Этой группе передается:

техническая информация;

оборудование;

инструменты;

средства обучения;

руководство по эксплуатации;

чертежи;

результаты испытаний;

различные материалы фирм-поставщиков.

Условия гарантийного обслуживания оговариваются в контракте. Выход из проекта. Для выхода из проекта необходимо проанали­ зировать причины снижения эффективности реализации проекта, в том числе по показателям продолжительности строительства, роста цен на основные строительные материалы, повышения стоимости выполнения строительно-монтажных работ, роста расходов на оплату труда, повышения роста конкуренции в отрасли it спада эко­ номической активности в отрасли, в которой реализуется инвести­ ционный проект; возрастания объемов заемных инвестиционных ресурсов, повышения ставки процента за кредит в связи с измене­ нием конъюнктуры рынка, недостаточно обоснованного выбора под­ рядчиков для реализации проекта, ужесточения системы налогооб­

ложения и пр.

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления нефтегазостроительными| vk.com/id446425943проектами 711

Основным критерием для принятия решения по выходу из проекта должен служить ожидаемый уровень доходности в изменившихся условиях его реализации. Продолжать реализацию следует при вы­ полнении следующего условия:

Э >С + ПР + ПЛ.где Эдпр — ожидаемая доходность реального проекта в изменившихся усло­ виях реализации;

Сдр — средняя ставка депозитного процента на денежном рынке; ПР — уровень «премии» (дополнительной доходности) за риск, свя­ занный с осуществлением реального инвестирования; ПЛ —уровень «премии» (дополнительной доходности) за ликвидность

с учетом прогнозируемого увеличения продолжительности реализа­ ции реального проекта.

Эффективными формами выхода из проекта являются:

отказ от реализации проекта до начала строительно-монтажных работ;

продажа частично реализованного проекта в форме объекта не­ завершенного строительства;

продажа объекта на стадии его эксплуатации;

привлечение на любой стадии реализации проекта дополнитель­ ного паевого постороннего капитала с минимизацией своего пае­ вого участия;

раздельная продажа основных видов активов реализуемого про­ екта.

РЕ З Ю М Е

Управление проектами является эффективным средством повыше­ ния хозяйствования в реальных российских условиях.

Начальная (предынвестиционная) фаза имеет принципиальное значение для потенциального инвестора/заказчика. Доказано, что выгоднее потратить деньги (иногда — немалые) на изучение вопроса, «быть или не быть проекту», чем начать бесперспективное дело. Если идея проекта оказалась приемлемой, следует провести комплексный (технический, экономический, коммерческий, экологический, соци­ альный, организационный) анализ, цель которого — определить ре­ зультаты (ценность) проекта.

О рганизационная структура является важным механизмом управления проектом. Она позволяет реализовать всю совокупность функций, процессов и операций, необходимых для достижения це­ лей проекта.

vk.com/club152685050712 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

Наиболее перспективной формой финансирования проектов явля­ ется проектное финансирование, учитывающее требование регресса, распределение рисков, системная оценка затрат и доходов. Должного распространения в российской практике проектное финансирование пока не получило.

Разработка проектной документации и ее экспертиза занимают существенное место в управлении проектами. Их результатом долж­ на быть документально оформленная уверенность в соответствии проекта требованиям заказчика и нормативным актам.

Планирование проекта является организующим началом всего процесса и содержит полную систему целей и задач, соответствую­ щих им детальных работ и мероприятий, направленных на достиже­ ние основной цели (миссии) проекта.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Приведите одно из определений понятия «проект».

2.Назовите обязательные характеристики понятия «проект».

3.Дайте определение управлению проектами.

4.Перечислите подсистемы управления проектом.

5.Перечислите управляемые параметры проекта.

6.В чем состоит суть структуризации (декомпозиции) проекта?

7.Перечислите основные функции управления проектом.

8.Всели фазы проекта являются обязательными (необходимыми) ?

9.Чем отличаются фазы жизненного цикла и этапы реализации проекта?

10.В чем состит различие организационной структуры проекта и предприятия?

11.Что понимается под «концепцией проекта»?

12.Что составляет суть предварительного анализа осуществимо­ сти проекта?

13.Перечислите основные составляющие ходатайства о намере­

ниях.

14.Дайте определение подрядных торгов.

15.В каких случаях используется система торгов? *

16.Перечислите основных участников торгов. Назовите их основ­ ные функции в процессе проведения торгов.

17.Перечислите этапы формирования команды.

18.Перечислите стадии развития команды.

19.В чем заключается процесс завершения проекта?

20. Что понимается под проектным финансированием?

vkГлава.com/club15268505019. Основы управления неф| vkт егазостроительными.com/id446425943проект ами J J J

ЛИТЕРАТУРА

~~

1. Управление проектами/И.И. Мазур, В.Д. Шапироидр.: Справоч­ ное пособие / Под редакцией И.И. Мазура и ВД Шапиро. — М: Высшая школа, 2001.

2. Управление проектами. Уч. пос. / И.И. Мазур, ВД. Шапиро и др.

/Под редакцией И.И. Мазура и ВД Шапиро. — М.: ОМЕГА-Л, 2004.

3.Управление инвестициями: В 2 т. / В.В. Шеремет, В.М. Павлю­ ченко, ВД. Шапиро и др. — М.: «Высшая школа», 1998.

4.Управление проектами (Зарубежный опыт) / Под ред. ВД Ша­ пиро — СПб.: «ДваТрИ», 1993.

5.Управление проектами / PROJECT MANAGEMENT: Толковый англо-русский словарь-справочник / Под ред. проф. ВД Шапиро. — М.: «Высшая школа», 2000.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВАМ ОСОБЕННОСТИ УПРАВЛЕНИЯ МЕЖДУНАРОДНЫМИ ПРОЕКТАМИ

20.1.Основные положения

20.2.Организационная структура компании

20.2.1.Основные понятия

20.2.2.«Выделенная» организационная структура

20.2.3.«Управление по проектам»

29.2.4.«Всеобщееуправление проектами»

20.2.5.«Двойственная» (dual) организационная структура

20.2.6.«Сложные» организационныеструктуры

20.3.Пример структуры компании, ориентированной на международные проекты

20.3.1.Основная (постоянная) структура компании

20.3.2.Временная структура компании

20.4.Корпоративные стандарты управления (КСУ)

20.5.Организация работ по проекту

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

20.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖ ЕНИЯ

По мере интеграции России в мировое экономическое простран­ ство все более актуальным для российских специалистов становится знание международных процедур управления инвестиционными про­ ектами, ставших своего рода «эсперанто».

В самом деле, структура и порядок управления проектами практи­ чески не зависят от страны, в которой он (проект) осуществляется. Законодатели «моды» — немногочисленные крупные управляющие (обычно — и инжиниринговые) компании, осуществляющие проекты по всему миру. Примеры — Fluor Daniel Corporation, Technip-Coflexip, Bechtel, Parsons, Man, Petrofac, Foster Wheeler Inc., AMEC, ABB Group, World Super Engineering и некоторые другие. Методические каноны прописаны в стандартах и реком ендациях проф ессиональны х ассоциаций специалистов по управлению проектами (далее — УП), таких как PMI (Project Management Institute — США), IPMA (International Project Management Association — Швейцария).

Культура управления крупными проектами развивалась в Евро­ пе и Америке в течение десятилетий, по ходу возникновения все более масштабных задач. За это время возникло достаточно большое

vkГлава.com/club15268505020. Особенности управления| vkмеждународными.com/id446425943проектами 115

количество грамотных проект-менеджеров (далее — менеджеров), в университетах были созданы специальные программы, получили широкое распространение комплексные программные продукты и т. д. На сегодняш ний момент в России число по-настоящ ем у грамотных менеджеров невелико. Большинство менеджеров опи­ раются на интуицию и опыт, не используя спектр существующих технологий особенно в области инф орм ационны х технологий. К тому же не следует забывать, что язык межнационального обще­ ния — английский, и соответственно основная масса профессио­ нальной литературы издана на английском языке. Суммируя все вышесказанное, можно сделать вывод о том, что существенной (но, разумеется, не единственной) причиной отсутствия российских специалистов на рынке услуг по профессиональному управлению является недостаточное, по мнению потенциальных заказчиков и партнеров, знание «правил игры».

Рис. 20.1.1. Принципиальная организационная структура уп рав­

ляющей компании: Ц З

центр затрат; Ц П центр прибыли;

К Ц — корпоративный

центр

Важно понимать, что под международными (для краткости) мы бу­ дем понимать проекты, осуществляемые для зарубежного заказчика/ партнера, как за рубежом, так и на территории России. Естественно, положения настоящей главы в полной мере относятся к любым инве­ стиционным проектам, участники которых хотят реально обеспечить современный международный подход к их осуществлению.

Структура должностей (в проектной команде и в управляющей компании) приведена по «максимуму» — в расчете на мультипроектную деятельность крупной управляющей компании. Понятно, что в не­

vk716.com/club152685050Часть К Управление| vk.пефтегазостроительнымиcom/id446425943 проектами

больших компаниях/проектах одни сотрудники совмещают несколько функций.

Широко использовано понятие центр финансовой ответственно­ сти — ЦФО (вместо указания конкретного структурного подразделе­ ния). Это сделано в связи с тем, что организационные структуры управления компаниями — участницами международных проектов, весьма многообразны, а типы ЦФО сводятся к нескольким: это могут быть центры затрат, центры дохода или выручки, центры прибыли, центры инвестиций. Кроме того, выделение ЦФО является следстви­ ем подхода к структурным подразделениям как финансовым бизнесединицам. Процедуры УП призваны построить на некоем структур­ ном «скелете» управляющей компании (рис. 20.1.1), структуры управ­ ления проектом (рис. 20.1.2) и определить взаимосвязи управляющей компании с командой проекта (рис. 20.1.3).

Рис. 20.1.2. Принципиальная ст рукт ура управления проектами:

Ц З — центр зат рат ; Ц П — центр прибыли; К Ц — корпоративный

центр

Рис. 20.1.3. Взаимосвязь управляющей компании и команды проекта

vkГлава.com/club15268505020. Особенности управления| vkмеждународными.com/id446425943проектами 717

20.2. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА КОМПАНИИ

20.2.1. Основные понятия

Как правило, организационная структура компании определяет систему управления проектами. Организационные структуры различ­ ных компаний, безусловно, отличаются друг от друга, однако всем им присущи некоторые общие черты.

Организационная структура — главный инструмент управления, регламентирующий состав, величину, размещение, профиль деятель­ ности, ответственность, подчиненность производственных и обслу­ живающих подразделений, объединяемых общим аппаратом управ­ ления для выполнения всех целевых функций, зафиксированных в уставе компании. Является формальной классификацией частей организа­ ции. Эффективная структура обеспечивает также формальную коор­ динацию отношений, которая объединяет усилия каждого подразде­ ления в общем направлении. Структура организации строится на кон­ цепциях координации и специализации. Структура определяет соотношение (взаимоподчиненность) между функциями, выполняе­ мыми сотрудниками организации. Организационная структура про­ является в таких формах, как разделение труда, создание специали­ зированных подразделений, иерархия должностей, внутриорганизационные процедуры.

Компания — объединение юридических и физических лиц, пред­ принимателей для проведения экономической (производственной, торговой, посреднической, финансовой, страховой) деятельности. Под компаниями понимают объединения, товарищества, хозяйственные общества, фирмы, корпорации. Компания имеет статус юридическо­ го лица и различные организационно-правовые формы.

Управление — процесс координации различных видов деятельности с учетом их целей, условий выполнения, этапов реализации. Тип управ­ ления — это характеристика того, как принимаются (управленческая форма) и каким способом реализуются (рычаг управления) управлен­ ческие решения. Это функция биологических, социальных, техниче­ ских, организационных систем, которая обеспечивает их целостность, сохранение их структуры и определенного режима деятельности. Управление как система предполагает выработку и осуществление управляющих воздействий и соответственно в системе управления выделяется: управляемая система, являющаяся объектом управления; управляющая система, субъект управления, часть системы управления, осуществляющая управляющие воздействия для поддержания и раз­ вития объекта управления в заданном системой целей направлении.

vk.718com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

Структура организации компании, как правило, обусловливается несколькими ключевыми (рамочными) документами; к ним относят­ ся: корпоративные стандарты управления компанией, Project Manage­ ment Body of Knowledge (PMBoK) Американского института управле­ ния проектами (Project Management Institute) и стандартом ISO 9001. Также политику компании определяют положения, заложенные в кор­ поративную культуру компании, ее внутренние нормы ит. д. В настоя­ щее время большое распространение имеют и другие подходы, в част­ ности так называемый «деятельностный» и «менеджерский», они выражены в международных квалификационных стандартах ICB IPMA (International Competence Baseline IPMA). Также профессио­ нальные национальные ассоциации почти 20 стран создали свои РМ Body of Knowledge.

Корпоративная культура — сложный комплекс, бездоказательно принимаемым всеми членами конкретной организации предположе­ ний, задающий общие рамки поведения, принимаемые большей ча­ стью организации. Проявляется в философии и идеологии управле­ ния, ценностных ориентациях, верованиях, ожиданиях, нормах по­ ведения. Регламентирует поведение человека и дает возможность прогнозировать его реакции в критических ситуациях.

20.2.2. «Выделенная» организационная структура

Если основные механизмы управления и непосредственные источ­ ники основных ресурсов проекта находятся в рамках одной органи­ зации, то необходимо создавать внутрифирменную организационную структуру управления проектами, каким-либо образом согласуя при этом «мат еринскую » ст рукт уру (т. е. структуру, в рамках которой будет осуществляться проект) с новой, проектной структурой. Если же планируемый проект представляется разовым для «материнской» организации, то возможны варианты «выделенной» (вынесенной за рамки «материнской» организации) проектной структуры (при этом степень «выделенности», естественно, может быть разная), а если предприятию приходится регулярно осуществлять различного рода проекты, то здесь требуется более глубокая интеграция «материн­ ской» и проектной структур. Последний вариант организации проек­ та называется «управление по проект ам».

Такая «выделенная» организационная структура создается исклю­ чительно для одного проекта, после реализации которого она ликви­ дируется. Основными организационными ресурсами для такой струк­ туры являются ресурсы «материнской» организации, которые на вре­ мя проекта выделяются в структуру проекта и после его завершения

vkГлава.com/club15268505020. Особенности управления| vkмеждународными.com/id446425943проектами 719

возвращаются в «материнскую» структуру. Такой тип организацион­ ной структуры получил название «адхократ ической» (от латинского выражения a d hoc — «по случаю»), т. к. она имеют разовое, ситуаци­ онное значение. Степень «выделенности» может быть разной — от отдельного, независимого предприятия, контролируемого только на высшем уровне, до структурного подразделения внутри организации, взаимодействующего с другими подразделениями «материнской» структуры. Схема выделенной организационной структуры управле­ ния проектом приведена на рис. 20.2.1.

Организационная

 

структура

Организационная структура

проекта

«материнской» организации

Рис. 20.2.1. Схема «выделенной» организационной структуры управленияпроектом

20.2.3. «Управление по проектам»

В последнем случае «выделенная» организационная структура управления проектом может превратиться во внутреннюю, постоянно действующую структуру «управления по проектам». Для организаций, которые регулярно реализуют один или несколько проектов, характер­ на глубокая интеграция проектной и «материнской» структур, и гово­ рить об их различии можно лишь условно. Схема организационной структуры «управления по проектам» приведена-на рис. 20.2.2.

29.2.4. «Всеобщее управление проектами»

При такой схеме организационная структура проекта и «материн­ ской» организации составляют единое целое и управляются общей системой управления. Границы между проектной и «материнской»

«всеобщ е­

vk720.com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

структурами при этом чрезвычайно размыты. Ресурсы для проекта и для прочей деятельности «материнской» организации могут быть об­ щими и использоваться совместно. В случае если деятельность «мате­ ринской» организации полностью состоит из деятельности по управ­ лению проектами, то возникает организационная структура го управления проект ам и», изображенная на рис. 20.2.3.

|

Организ^онмая структура

Р и с. 2 0 .2 .2 Схема организационной ст рукт уры «управления по проектом»

Организационная структура «материнскойорганизации

\

Рис.20,2.3. Схема «всеобщего управления проект ам и»

Глава 20. Особенности управления международными проектами

721

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

 

Описанные выше три типа организационных структур («выделен­ ная», «управление по проектам» и «всеобщее управление проектами») применяются в следующих случаях:

генеральным подрядчиком проекта является одна организация, которая берет на себя функции по управлению проектом и вы­ полняет все, либо основную часть работ по реализации проекта;

заказчиком, генеральным подрядчиком и инвестором является одна организация (это так называемые «внутренние» проекты, кото­ рые реализуются одними структурными подразделениями для других подразделений одной и той же организации; например,

впроекте создания новой продукции заказчиком может выступать отделение сбыта, генеральным подрядчиком — отделение производства и проектирования, а инвестором — отделение развития или предприятие в целом).

20*2.5. «Двойственная» (dual) организационная структура

В случае если в проекте участвуют две равнозначных с точки зре­ ния управления проектом организации, то возникает так называемая

«двой ст вен н ая» (d u a l) орган и зац и он н ая ст р ук т ур а управления про­ ектом.

«Двойственная» организационная структура управления проектом характеризуется тем, что позволяет реализовать равноценное участие в системе управления двух организаций — участников проекта. Это может выражаться в создании объединенного комитета по управле­ нию проектом, в котором представлены обе организации, в равноцен­ ном участии обоих участников в органах управления специально учрежденного для реализации проекта юридического лица (такого как общее собрание акционеров, совет директоров, ревизионная комис­ сия, правление) или же в существовании двух руководителей проек­ та от обеих организаций, имеющих полномочия по совместному при­ нятию решений (см. примеры).

«Двойственная» организационная структура применима в следую­ щих случаях:

заказчик и генеральный подрядчик проекта имеют одинаково большое значение в процессах принятия решения, протекающих в системе управления проектом, либо выполняют работы оди­ наковой важности;

существуют два равнозначных инвестора или инициатора про­ екта, одинаково заинтересованных в результатах проекта и при­ нимающих активное участие в его реализации.

vk.722com/club152685050Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

Схема «двойственной» организационной структуры управления проектом приведена на рис. 20.2.4.

Оргажшционная структура «материнской» организации 2

Рис. 20.2.4. Схема «двойственной» организационной ст рукт уры

управления проектом

20.2.6. «Сложные» организационные структуры

В случае участия в проекте более двух различных организаций, имеющих различные значимые функции в этом проекте, возможно реализовать так называемые «слож ны е» о р га н и зац и он н ы е с т р у к т у ­ ры (рис. 20.2.5) управления проектами, имеющие три принципиаль­ ные разновидности:

управление проектом реализует заказчик;

управление проектом реализует генеральный подрядчик;

управление проектом реализует специализированная управляю­ щая фирма.

Пунктирными линиями на рисунке изображается выполнение от­ дельных комплексов работ.

Врамках схемы «управление — функция заказчика» заказчик мо­ жет организовывать выполнение отдельных комплексов работ, при­ влекая к остальным другие подрядные организации. Организацион­ ная структура проекта при этом формируется заказчиком. Организа­ ционные ресурсы для управления проектом выделяются заказчиком

ииспользуются в ходе реализации проекта на постоянной основе. Ресурсы других организаций привлекаются временно.

Врамках схемы «управление — функция генерального подрядчи­ ка» заказчик передает функции управления генеральному подрядчи­ ку, оставляя за собой контроль отдельных промежуточных и конеч­ ных результатов. Генеральный подрядчик самостоятельно формиру­ ет организационную структуру управления проектом, выделяет постоянные ресурсы и реализует все функции по управлению проек­

vkГлава.com/club15268505020. Особенности управления| vkмеждународными.com/id446425943проектами 723

том, при этом привлекая на временной основе подрядные организации и собственные подразделения для выполнения отдельных комплексов работ по проекту.

Рис. 20.2.5. Схема организационной ст рукт уры проект а, при

которой основные функции по управлению выполняет заказчик

В рамках схемы «управление — функция управляющей фирмы» заказчик поручает функции по управлению проектом управляющей фирме, специализирующейся исключительно на управлении проек­ тами. Управляющая фирма оставляет за собой самые важные функ­ ции управления проектом, разрабатывает организационную структу­ ру управления проектом и реализует управление, при этом не выпол­ няя никаких работ по проекту и передавая ихдля реализации подрядных организациям. Такая схема может иметь следующую разновидность: управляющая фирма передает все работы по проекту генеральному подрядчику, который является ответственным исполнителем всех работ и может привлекать к выполнению отдельных комплексов работ субподрядные организации.

Таким образом, генеральному подрядчику передаются отдельные функции по управлению проектом, но доминирующее положение в системе управления занимает управляющая фирма.

Приведенная в настоящем параграфе классификация схем органи­ зационных структур отражает влияние системы взаимодействия участников проекта на систему управления проектом. Это описание

vk.724com/club152685050Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

подчеркивает «внешние» связи организационной структуры и систе­ мы управления самого проекта с его участниками. Поэтому такое опи­ сание носит здесь название «схем организационной структуры» в отличие от непосредственно самих «организационных структур».

Схемы организационных структур по большей части реализуются при помощи соответствующих положений контрактов, заключаемых между участниками проекта.

20.3. ПРИМЕР СТРУКТУРЫ КОМПАНИИ, ОРИЕНТИРОВАННОЙ НА МЕЖДУНАРОДНЫЕ ПРОЕКТЫ

20.3.1. Основная (постоянная) структура компании

Производственные и административно-технические подразделе­ ния составляют основу структуры компании. Как правило, подразде­ ления включают в себя более мелкие структуры: отделы, службы, груп­ пы и т. д. Каждое подразделение относится к определенному центру ответственности. Существует несколько классификаций центров от­ ветственности, в данной работе используется следующая разбивка: центры прибыли, центры затрат и корпоративные центры.

Центр ответственности — подразделение, имеющее право само­ стоятельно распоряжаться полученным доходом, использовать свою часть полученной прибыли и обязательно отчислять часть получен­ ной прибыли материнской компании и отвечающее за достижение определенного результата своей деятельности.

Центрдоходов —центр ответственности, в первую очередь за мак­ симизацию дохода (выручки) от своей производственной или иной деятельности.

Центр затрат — подразделение, эффективность которого опреде­ ляют затраты, качество и сроки выполнения работ (но не прибыль, доход или рентабельность). Центр затрат обязан выполнять установ­ ленные для них производственные задания в пределах выделенных им бюджетов (смет расходов).

Корпоративный центр —высшее руководство и административный аппарат компании, в чьи обязанности входят выработка сфщей стра­ тегической цели и обеспечение эффективной работы компании.

Принципиальная организационная структура компании, регламен­ тирующая ее основные функции, приведена на рис. 20.3.1.

Обычно в составе компании имеются следующие подразделения:

• совет директоров, периодически собирающийся для рассмотре­ ния вопросов согласования производственных задач, задач жиз­ недеятельности компании и для принятия соответствующих мер.

vkГлава.com/club15268505020. Особенности управления| vkмеждународными.com/id446425943проектами 725

О

X

о

с

X X X

PQ

о

CL

=1

х

X

Cfc,

о

а

а

я;

о

cs

S

0

X

а

CL

1

а

S

о

X

с

a

х

о

3

S3*

о

f r i

3

5:

а

См

а

о

«

а

а;

з

а

3

а

а*

%

а

а

о

N

С

S

международные проект ы

vk.у26com/club152685050Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

Совет определяет задачи и политику компании и контролирует их практическую реализацию;

производственные подразделения, отвечающие за участие в тен­ дерах, согласование условий контрактов и исполнение заклю­ ченных контрактов в соответствии с выработанной политикой. Участие в тендере и выработка условий контракта рассматри­ вается как проект, также как и выполнение контракта. К произ­ водственным относятся подразделения, выполняющие такие функции, как ремонт и обслуживание, инжиниринговые рабо­ ты (цо и после подписания контракта) и т. д.;

административно-технические подразделения, отвечающие за обеспечение проектов технологиями и необходимыми ресурса­ ми. К ним, как правило, относятся подразделения с функциями: изучения цен, финансов, связей и информационных систем, инжиниринга и технологий, оборудования и машин, человече­ ских ресурсов, развития техники и технологии, инжиниринга, технических средств и общетехнических служб, культуры про­ изводства, юридически-страховой, технологической, снабжения

иконтроля качества, субподрядов, информационных систем, качества рисков и их предупреждения, качества, безопасности

иокружающей среды;

целевые структуры, решающие конкретные задачи, как-то:

комитет по координации деятельности производственных управ­ лений, периодически собирающийся для рассмотрения следующих вопросов: координации внутри управлений деятельности по осуще­ ствлению принятой политики, согласования производственных задач

исовместных решений, принятых подразделениями, а также вопро­ сов партнерства. Этот комитет докладывает об удовлетворении тре­ бований заказчиков, об отношениях с партнерами, субподрядчиками

ипоставщиками. Он анализирует выполнение задач, согласованное с осуществлением политики в области качества, здоровья, безопасно­ сти, охраны окружающей среды;

коммерческий комитет развития, периодически собирающий­ ся для обсуждения вопросов координации коммерческих з.адач меж­ ду производственными подразделениями. На комитете сообщается о желаниях и мнениях заказчиков.

Руководитель каждого подразделения несет ответственность за под­ готовку и распространение оргштатной структуры, представленной в общей инструкции по организации каждого подразделения. Каждый руководитель составляет для своего подразделения перечень полномо­ чий в соответствии с общими методиками и инструкциями. Например:

vk.Главаcom/club15268505020. Особенности управления| vk.международнымиcom/id446425943проектами 721

полномочия, связанные с одобрением/осуществлением затрат, присут­ ствию на собраниях, участию в принятии решений и т. д.

20.3.2. Временная структура компании

Компании, осуществляющие большое количество проектов, как правило, имеют гибкую структуру, позволяющую быстро формиро­ вать эффективные команды для выполнения отдельных задач. Коман­ да проекта работает под контролем менеджера проекта. Члены орга­ низации работают полный или неполный рабочий день, но остаются

вподчинении своего подразделения.

20.4.КОРПОРАТИВНЫЕ СТАНДАРТЫ УПРАВЛЕНИЯ (КСУ)

Как уже было упомянуто выше, управление крупными компаниями производится в соответствии с корпоративными стандартами управ­ ления (КСУ). В табл. 20.4.1 показана номенклатура базовых (системооб­ разующих) стандартов.

Таблица 20.4.1

С истема базовы х КСУ

Код

Наименование стандарта

0 Система КСУ. Основные положения по разработке и применению

1 Инжиниринг. Основные положения

2Планирование. Основные положения

3Торги. Основные положения

4Контракти нг. Основные положения

5Материально-техническое обеспечение. Основные положения

6Производство. Основные положения

7Эксплуатация. Основные положения

I Управление проектами. Основные положения

Код

Окончание таблицы 20.5.1

Наименование стандарта

II

Управление финансами

IIIУправление качеством

иУправление рисками

V

Управление персоналом

VI

Учет

VII

Контроль и анализ

VIII

Управление интеллектуальной собственностью

IX

Информационные технологии

X

Корпоративное управление

vk.728com/club152685050Часть V' У правлениенеф| vk.com/id446425943т егазост роит елъны м и проект ам и 2 0 .5 . О РГА Н И ЗА Ц И Я РАБОТ П О ПРОЕКТУ*

На рис. 20.5.1 приведен пример схемы организации команды про­ екта. Обычно все участники проекта подчиняются менеджеру проекта. Функциональные подразделения обеспечивают техническую поддерж­ ку работ по проекту.

Иерархические связи

__________ Функциональные связи

Рис. 20.5Л, Пример организации команды проекта

Типовая структурная схема организации работ по проекту (рис. 20.5.2) не привязана ни к типу организации работ по проекту, ни к организационной форме, оговариваемой в контракте (консорциум, совместное предприятие, товарищество, коммерческое партнерст­ во). Вместе с тем в схеме приведены все виды деятельности по про­ екту.

В табл. 20.5.1 и 20.5.2 приведены примеры таблицы распределения ответственности между ключевыми участниками команды проекта и таблицы ответственности за материально-техническое обеспечение. Аналогичные таблицы составляются абсолютно для всех видов деятель­ ности по проекту с целью точного распределения ответственности ме­ жду участниками проекта.

Ниже представлены функциональные обязанности каждого от­ ветственного участника проекта. В общем случае для каждого клю­ чевого сотрудника проекта составляется должностная инструкция, в которой определяются его функции, права, обязанности и ответ­ ственность.

Данный параграф подготовлен с участием инж. АЮ. Забродина

vkГлава20.com/club152685050.Особенностиуправлениямеждунсрщмипроекталт| vk.com/id446425943 729

Рис. 20.5.2. Пример ст рукт урной схемы эвац и и работ п оп роект у

vk.730com/club152685050Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

Таблица 20,5,1*

Матрица распределения ответственности — руководство проектом

Nt

Деятельность по проекту

 

 

Ответственность

 

 

 

 

 

 

 

 

п/п

 

МП

КЗ

РРП

МКХП

МКК

ИТБ

 

 

1

Запуск

0

с

с

с

с

с

2

Планирование, контроль

с

с

с

0

 

 

стоимости

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

Система контроля качества

0

 

с

с

с

 

4

Контроль координаций между

0

с

с

с

с

 

 

заказчиком и субподрядчиком

 

 

 

 

 

 

5

Документальный контроль

с

с

 

0

 

 

6

Гарантия качества

с

с

с

с

0

с

7

Контроль изменений

0

с

с

с

с

с

3

Завершение

0

0

Таблица 20,5,2,

Таблица ответственности — материально-техническое обеспечение

N& л/л

Деятельность

 

 

Ответственность

 

 

МП

КЗ

РРП МКХП

М КК

м и

экс

 

Система контроля качества поставщика/

1

С

0

 

с

с

 

субподрядчика

 

 

 

 

с

с

с

 

 

2

Контроль заявок

 

0

 

3

Оценка предложения поставщика/

С

0

 

с

 

 

субподрядчика

 

 

 

 

 

с

 

 

с

 

4

Контроль доставки

с

с

с

0

5

Контроль материалов поставки заказчика

0

с

 

 

б

Логистика материалов

 

0

с

с

с

с

7

Материально-техническое обеспечение

 

0

с

 

 

 

стройплощадки

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Обозначения; О — ответственный исполнитель;

С — соисполнитель; МП — менеджер проекта;

ИТБ — инспектор по охране труда и технике безопасности; КЗ — координатор по закупкам; МИ — менеджер по инжинирингу;

РРП — руководитель работ на площадке; ЭКС — экспедитор;

МКХП — менеджер по контролю за ходом проекта; МКК — менеджер контроля качества (руководитель группы ка­

чества),

vk.com/club152685050Глава 20. Особенности управления| vk.com/id446425943международными проектами 731

РЕЗЮ М Е

По мере интеграции России в мировое экономическое пространство все более актуальным доя российских специалистов становится знание международных процедур управления инвестиционными проектами.

Под международными (доя краткости) мы будем понимать проек­ ты, осуществляемые для зарубежного заказчика/партнера, как за рубежом, так и на территории России.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1. Чем обусловлена необходимость для российских менеджеров

восвоении международных подходов к управлению проектами?

2.Какие основные организационные структуры используются

вмеждународной практике управления проектами?

3.В чем состоит сущность двойственной организационной струк­ туры?

4.Охарактеризуйте основные принципы компании, ориентирован­ ной на международные проекты.

5.Назовите ключевых сотрудников команды проекта.

6.Охарактеризуйте основные обязанности членов команды проекта.

7.Что входит в понятие «корпоративные стандарты управления»?

8.Каковы основные функциональные обязанности менеджера проекта?

ЛИТЕРАТУРА

1.Арчибальд Р. Управление высокотехнологичными программами

ипроектами: Пер. с англ. / Подред. А Д Баженова — М: ДМК Пресс,

2002.

2. Грей К ., Л арсен Э. Управление проектами: Пер. с англ. — М.: Дело

и Сервис, 2003.

 

 

3.

М азур И .И ., Ш апиро В .Д . Управление проектами: Справочное

пособие. — М: Высшая школа, 2001.

 

4.

Управление инвестиционно-строительными проектами: между­

народный подход /

Под ред. проф. И .И . М азура

и проф. В .Д . Ш апи­

ро. -

М: ЛОПОТА,

2004.

 

5.

Project Management Body of Knowledge. —

Project Management

Institute, 2001.

vk.com/club152685050ГЛАВА21. КОРПОРАТИВНОЕ| vk.com/id446425943И ПРОЕКТНОЕ

УПРАВЛЕНИЕ В НЕФТЕГАЗОВОМ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

21.1.Организационные формы управления проектами

21.2.Комплексные подходы к проектному и корпоративному управлению

21.2.1.Девелопмент в управлении нефтегазостроительными проектами

21.2.2.Инжиниринг в управлении нефтегазостроительными проектами

21.3.Взаимосвязь стандартов проектного и корпоративного управления Резюме

Контрольные вопросы и задания Литература

2 1 . 1 . ОРГАНИЗАЦИОННЫ Е Ф О РМ Ы УПРАВЛЕНИЯ ПРОЕКТАМ И

Реализация крупных проектов строительства и реконструкции нефтегазовых объектов требует участия многих организаций в этом процессе. В зависимости от специфики, размера и типа проекта в его реализации могут принимать участие от одной до нескольких десятков (иногда — сотен) организаций и отдельных специалистов. У каждой из них свои функции, степень участия в проекте и мера ответственности за его реализацию (см. п. 19.7.5).

Варианты организационных структур управления нефтегазовыми проектами рассмотрены в главе 20 п. 20.2.2. В целом организационные формы управления нефтегазовыми проектами можно классифициро­ вать по признакам, приведенным в табл. 21.1.1. Для глубокого изучения организационных форм рекомендуем обратиться к работе [1].

Четкое и однозначно определенное разграничение полномочий, прав и ответственности между участниками строительства, сложившееся в советскую эпоху, постепенно заменяется на разнообразны е организационные формы управления инвестиционными проектами. Наряду с традиционно понимаемыми функциями заказчика и застрой­ щика, генерального подрядчика и главного архитектора появляются новые роли и новые участники инвестиционного процесса: управляющая компания, девелопер, инжиниринговая фирма.

Появление таких новых участников инвестиционного процесса, как управляющая фирма и девелопер, во многом связано с развитием теории

vkГлава.com/club15268505021. Корпоративное ипроектное| управлениеvk.com/id446425943в нефтегазовом строительстве 733

и практики проектного управления, которое позволило подойти к организации инвестиционно-строительной деятельности с системной точки зрения. Сегодня практически все участники хозяйственных отношений — компании и предприятия — организуют свою инвести­ ционно-строительную деятельность только как проект.

Таблица 211.1

Классификация организационных форм управления нефтегазовыми проектами (в том числе международными)

Классификацион­

 

Классификационные группы

 

ный признак

 

 

 

 

 

 

 

 

Технология

С пециализирован­

Ком плексны й поток

С меш анны й п о то к

строительства

ный ПОТОК

 

 

j

 

 

 

Структура

Ф ун кц и о на л ­

 

 

Д ивизиональны е

С меш анные

П роектно-м атричны е

управления

ьные

структуры

структуры

структуры

структуры

 

 

 

 

 

 

 

Схема

П ром еж уточная схема

Целостная схем а «под

ванная схема

Традиционная

«под

ключ»

клю ч»

взаимодействия

 

«под ключ»

 

 

 

 

 

основных

 

 

 

 

 

 

участников

Схема « п ро е ктн ого

Д евелоперская схема

Д е в е л оп е р ско -и н ж и н и р и н ­

 

 

 

 

управления»

 

 

 

говая схема

Организационно­

С Ю

Ж)

000

ТОО

правовая

форма

 

 

 

 

 

 

Правовые

основы

Концессии

 

С оглаш ения о

Иные кон трактн ы е систем ы

недропользования

 

разделе пр од укц и и

 

 

 

 

Другим признаком проектного управления в инвестиционно-строитель­ ном комплексе является девелопмент. Этоттермин заимствован из практики развитых зарубежных стран и представляет собой особым образом органи­ зованную деятельность по управлению проектами, подразумевающими инвестиции в недвижимость в той или иной форме. Как и управляющая компания, девелопер подходит к организации инвестиционно-строитель­ ной деятельности с системной точки зрения, но при этом он охватывает более широкий, чем управляющая компания, горизонтвзаимоотношений (в первую очередь финансовых) в рамках инвестиционного проекта, а также более широко рассматриваетуправляемую частьжизненного цикла проекта.

Существующие организационные схемы нефтегазовых проектов отображены на рис. 21.1.1—21.1.5.

Традиционнаясхема взаимодействияучастников нефтегазового проекта, изображенная на рис. 21.1.1, сложилась еще в советский период, когда единственным инвестором и заказчиком в экономике было государство. Характерная черта этой схемы состоит в том, что функции управления проектом разорваны между заказчиком и генеральным подрядчиком.

vk734.com/club152685050Часть V. Управлениенефтегазостроителънымипроектами| vk.com/id446425943

Данная схемахорошо работаеттолько в случае, когдацелью проектаявляется лишь строительство, но если в качестве объекта управления берется весь инвестиционный проект, возникаютсущественные проблемы.

Рис. 21.1.1. Т ради ци онн ая схем а вза и м о д ей ст ви я у ч а ст н и к о в

н е ф т ега зо в о го п р о ек т а

Промежуточная схема «подключ», и зображ ен н ая на рис. 21.1.2, представляет собой попытку преодолеть разорванность традицион­ ной схемы. Основным интегральным центром управления здесь вы­ ступает генеральный подрядчик. Однако в связи с тем, что генераль­ ный подрядчик — это в первую очередь строительная организация, существенного эффекта не достигается. Интеграция управления воз­ никает лишь на стадии реализации проекта и только в комплексе строительных работ. Попытка генерального подрядчика управлять проектом на всем жизненном цикле обычно приводит к резкому сни­ жению эффективности управления. Промежуточная схема «под ключ» чаще всего используется в проектах небольшого масштаба — там, где строительная часть проекта составляет большую долю.

Рис. 21.1.2. Промеж ут очная схема «под ключ» взаимодейст вия

участ ников неф т егазового проекта

vkГлава21.com/club152685050.Корпоративноеипроектноеуправлениевнефтегазовомстроителъстве735| vk.com/id446425943

Целостнаясхема «подключ» (см. рис. 21.1.3) возникаетв случае, когда строительная компания (генеральный подрядчик) становится уже инвестиционно-строительной компанией. Цели инвестиционно-строитель­ ных компаний не сводятся исключительно к строительной деятельности, они подразумеваюттакже и получение прибыли отиспользования объекта. Целостная схема «под ключ» означает, что компания занимается какуправлением инвестиционным проектом, таки выполнением всего перечня работ по проекту. Целостная схема «подключ» активно использовалась большими нефтегазостроительными компаниями, сложившимися на базе крупных советских предприятий и министерств. В настоящее время такие компании стараются разделять управление и выполнение работ.

Рис. 21.1.3. Целостная схема «подключ» взаимодействия участ ников

меж дународного неф т егазового проект а

В модифицированной схеме «подключ» (см. рис. 21.1.4) намечается выделениеуправляющей компании, нопокаещев рамкахкрупного холдинга, объединяющего как управляющую компанию, так и производственно­ строительное, производственно-комплектовочное, инжинирингово­ проектное предприятия. «Облегчение» структуры происходит за счет выделения за рамки холдинга непосредственных производственных мощностей, которые привлекаются в проект на основе субподряда. В рамках модифицированной схемы «подключ»ужевозможносистемноеприменение методологии управления проектом, но еще существуют резервы для повышенияспециализациииэффективностиуправленческойдеятельности.

vk.com/club152685050736 Часть К Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

 

Заказчик

 

Договор «Под ключ»

Управляющая

/^Т^инирингова?^

компания

компаниj i V

 

Производственно-

 

комплектовочная

 

компания

 

 

Договор

 

 

ш

 

 

 

Проектные институты

 

сублдряда

 

 

 

Производственно-

о

©

о

®

 

Субподрядные организации

комплектовочные организации

Рис. 21.1.4. М одифицированная схема «подклю ч» взаимодейст вия

участ ников меж дународного неф т егазового проект а

И, наконец, схема «проектногоуправления» (см. рис. 21.1.5) являет­ ся на сегодняшний день наиболее распространенной и в России, и за рубежом и наиболее эффективной схемой организации управления нефтегазовыми проектами. Эта схема является организационно-струк­ турным воплощением методологии управления проектом, так как четко выделяется интегрирующий и специализированный центр управления всем проектом —управляющая компания.

Договор

оговор на ПИР

генлодрщ

 

 

-> -Управляющие воздействия

 

 

---------- ►-Информационное взаимодействие

Р и с .

С х е м а « п р о е к т н о г о

у п р а в л е н и я » в з а и м о д е й с т в и я

уч а ст н и к о в м еж дун ародн ого н е ф

т е га зо в о го п р о ек т а

vk.com/club152685050Глава 21. Корпоративное ипроектноеу| vkправление.com/id446425943в нефтегазовом строительстве 737

Как видно из описания различных организационных схем управле­ ния нефтегазовыми проектами, динамика их развития сводится к сле­ дующему:

повышение системности управления, что выражается во все более полноценном применении методологии управления проектом;

расширение системно управляемого диапазона жизненного цик­ ла проекта (от строительных работ в традиционной схеме к ста­ диям разработки и реализации проекта в схеме «проектного управления»);

повышение уровня специализации вовлекаемых в проект орга­ низаций при одновременном усилении интегрирующих функций управляющей компании;

повышение уровня специализации управляющего центра (от оперативного управления строительными работами в традицион­ ной схеме к управлению основными этапами проекта в схеме «проектного управления».

21.2. КОМПЛЕКСНЫЕ ПОДХОДЫ К ПРОЕКТНОМУ И КОРПОРАТИВНОМУ УПРАВЛЕНИЮ

21.2.1. Девелопмент в управлении нефтегазостроительными проектами

Традиционное понимание проекта описывает лишь один из возмож­ ных видов проектов, которые можно обозначить как «терминальные».

Терминальные (конечные) проекты — это тради ци он но поним аем ы е,

классические виды деятельности, описываемые в большинстве печат­ ных изданий по управлению проектом.

Они представляют собой проекты с четким жизненным циклом, обозначаемым моментами, когда проекта еще не было и когда его уже нет. Перед проектом ставится четкая разовая цель, достижение кото­ рой означает завершение проекта. Поставленная разовая цель дости­ гается полностью, а высвободившиеся материально-технические, людские, информационные или финансовые ресурсы направляются для достижения других целей. Чаще всего в рамках терминальных проектов создается или разрабатывается какой-то один сложный ком­ плекс продукции, одна сложная система — например конкретный нефтепровод, компрессорная станция на газопроводе и т. п.

Однако сводить все проектные управления исключительно к тер­ минальным представляется нецелесообразным.

Одной из современных концепций, которая выходит за рамки традиционного понимания проекта, является девелопмент, подра­

vk.com/club152685050738 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроителъными проектами

зум еваю щ ий значительное р асш и рен и е рам ок п ри м ен ен и я проектного управления, так как не сводится только лишь к созданию объекта недвиж им ости — будь то с позиций генподрядчика, заказчика-застройщ ика или инвестора. Наиболее выпукло отличие девелопм ента от других форм о р ган и зац и и строительной деятельности заключается в расш ирении рамок активного участия до включения всего периода эксплуатации и дальнейшего развития объекта недвижимости.

В рамках девелоперского проекта не просто создается некий объ­ ект (промышленное или гражданское здание, инженерное соору­ жение, например газопровод), но происходят постоянное органи­ зационное развитие самого объекта и системы управления им, по­ стоянный поиск все большего соответствия объекта и требований к нему со стороны рынка, постоянное повышение эффективности его использования. Таким образом, девелоперский проект является прим ером так назы ваем ого «развиваю щ егося проекта», современной концепции, получившей активное развитие во многих предметных областях применения проектного управления, таких как разработка и развитие информационных систем и технологий, разработка и постоянное совершенствование сложных технических товаров и систем.

Разви ваю щ и еся проекты — это проекты , на момент их инициации не имеющие однозначных целей, достижение которых означало бы заверш ение проекта. Такие «терминальные» цели в развивающихся проектах обязательно появляются, но момент их появления зависит от многих факторов, и в первую очередь от эффективности ранее осуществленной деятельности и внешних ус­ ловий. Иными словами, хоть развиваю щ ийся проект, в отличие от терминального проекта, не имеет известной на начало точки завершения, но эта точка существует, и развивающийся проект рано или поздно завершается, так как рано или поздно исчерпывается набор гипотез и концептуальных реш ений, заложенных в проект при его инициации.

В настоящее время активно анализируются попытки использова­ ния концепции девелопмента в нефтегазовом строительстве. Данное направление весьма перспективно и для его более интенсивного раз­ вития необходимо научное обоснование применения концепции де­ велопмента в нефтегазовом строительстве, в частности в международ­ ных нефтегазовых проектах. Для подробного изучения самой концеп­ ции девелопмента рекомендуем обратиться к специализированным изданиям [2].

vkГлава.com/club15268505021. Корпоративное ипроектноеуправлениев| vk.com/id446425943нефтегазовом строительстве 739

Возможность применения концепции девелопмента в области управ­ ления нефтегазовыми трубопроводостроительными проектами можно свести к следующим положениям:

Трубопровод (со всеми линейными и наземными сооружениями) является объектом недвижимости, обеспечивающим транспорти­ ровку нефти и газа (весьма востребованных товаров как в России, таки за рубежом) более экономным и быстрым способом, нежели другие. Поэтому трубопровод предоставляет высокоэффективные услуги по транспортировке высоколиквидных товаров. В этом от­ нош ении трубопровод можно рассматривать как объект недвижимости, создающ ий экономическую полезность и соответственно доход, и исходя из этого к нему можно применять концепцию девелопмента.

Нефтяная и газовая промышленность, как было показано в гла­ ве 1, имеет ярко выраженное геоэкономическое, территориаль­ ное измерение. Выход на новые рынки, освоение новых место­ рождений всегда сопровождается строительством территори­ ально разветвленных трубопроводов, без которых невозможна транспортировка нефти и газа к пунктам потребления и пере­ работки. В этом отношении трубопроводные системы являются сложными социально-экономическими и инженерными систе­ мами, развитием которых необходимо сознательно и эффектив­ но управлять. Девелоперский проект представляет все методи­ ческие инструменты управления развитием объекта.

Трубопровод является сложным техническим сооружением, требующ им не только поддерж ания в работоспособном состоянии, но также и постоянного контроля, периодических ремонтных работ, а также постоянного соверш енствования применяемых технологий и оборудования. Задачи, решаемые на фазе эксплуатации трубопровода, достаточно объемны и

сложны, и поэтому целесообразно их передавать на решение специалистам. В организационном плане трубопроводострои­ тельный проект требует централизованной ответственности и единого органа управления, поэтому в современных усло­ виях нецелесообразно отрывать предпроектную и строитель­ ную стадии от фазы эксплуатации. Девелопмент обладает всеми необходим ы м и о р г а н и з а ц и о н н ы м и реш ен и я м и , позволяющими интегрировать и согласовывать все реш ения

и работы на всех фазах проекта.

Нефтегазовые трубопроводостроительные проекты являются капиталоемкими и доходными и соответственно ответственными

vk.com/club152685050740 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

и сложными мероприятиями. Поэтому они требуют системного подхода к управлению ими, что предполагает интегрирование всех функций управления в единую систему, обеспечивающую централизацию контроля и ответственности за всеми работами. Таким подходом, уже доказавшим свою эффективность в других областях инвестиционно-строительной деятельности, является девелопмент.

• Девелопмент является широко распространенной за рубежом концепцией управления, применяемой многими иностранными фирмами, что позволяет эффективно осуществить интеграцию усилий в международных проектах.

Применение концепции девелопмента должно иметь под собой определенную организационную основу (рис. 21.2.1), т. е. совокупность организационных решений, определяющих распределение различных функций между участниками проекта и делающих возможным приме­ нение концепции девелопмента в рамках схемы взаимодействия уча­ стников проекта.

Рис. 21.2.1. Девелоперская схема инвестиционно-строительного нефтегазового проекта

Она достаточно отличается от схем, применяемых в рамках неф ­ тегазовых проектов в настоящее время и рассмотренных в п. 21.1. Основной смысл отличий состоит вещ е большем «облегчении» управляющей структуры проекта, еще большем повышении специа­

vk.com/club152685050Глава 21. Корпоративное ипроектное| vkуправление.com/id446425943внефтегазовом строительстве 741

лизации участников на задачах управления в различных функцио­ нальных областях и по различны м уровням , еще больш ей системности управления и расш ирении диапазона применения проектного управления, включая уже и стадию эксплуатации. Как видно из рис. 21.2.1, управляющая компания не должна обладать про­ изводственными мощ ностями, различными ф ункциональными

подразделениям и,

обслуж иваю щ ими

весь строи тельн о ­

п роизводственны й

цикл

проекта. Э ф ф екти вн ость работы

управляю щ ей ком пании

определяется

ее специализацией на

вопросах управления и соответственно повышенной компетентно­ стью в этих вопросах, сосредоточенностью именно на них, а не на огромном объеме проблем, которые в современных условиях сопро­ вождают содержание громоздкого производственно-технического комплекса. Таким образом, основным моментом в части организации взаимоотношений участников проекта и распределения их функций является превращение управляющей компании в девелоперскую, ко­ торая может либо самостоятельно осуществлять управление всеми важными аспектами (какпоказано на рис. 21.2.1), либо приглашать и обыкновенную управляющую компанию для решения оперативных управленческих вопросов.

21.2.2. Инжиниринг в управлении нефтегазостроительными проектами

В рамках современного практического развития проектного управления ш ирокое р асп р о стран ен и е получила кон ц еп ц и я инжиниринга. Применение этой концепции в рамках нефтегазовых трубопроводостроительных проектов представляется эффективным, что подтверждается практическим опытом, а также научным обос­ нованием.

Инжиниринг (от англ, e n g in ee rin g , лат. in gen iu m — изобретатель­ ность, выдумка, знания) — одна из признанных форм повышения эффективности бизнеса, суть которой состоит в предоставлении услуг исследовательского, проектно-конструкторского, расчетно-аналитиче­ ского, производственного характера, включая подготовку ТЭО, выработку рекомендаций в области организации производства и управ­ ления, а также реализации продукции.

Соответственно инжиниринговая компания специализируется на предоставлении инжиниринговых услуг, способна оказывать услуги в различных предметных областях и привлекать к выполнению работ необходимых участников.

Различают следующие направления инжиниринга:

vk.com/club152685050742 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

проект ный инж иниринг: предынвестиционные исследования,

оформление исходно-разрешительной документации, разработ­ ка обоснований инвестиций, ТЭО (проектов) строительства, сбор исходных данных и подготовка заданий на проектирование, осу­ ществление функций генерального проектировщика, разработка специальных разделов проекта, экспертиза, сопровождение проектов;

т ехнологический инж иниринг: предоставление заказчику строи­

тельных и «эксплуатационных» технологий вместе с лицензиями на их использование, технологическое проектирование, форми­ рование заказных спецификаций на технологическое оборудова­ ние;

ст оимост ной инж иниринг: разработка бюджетов и смет по про­

 

екту;

ф инансовый инж иниринг, разработка новых финансовых инстру­

 

ментов и операционных схем;

производст венны й инж иниринг: подготовка тендерной доку­

 

м ентации на п оставки , работы и услуги; подготовка

 

производства и организация работ, надзор за изготовлением,

 

поставками и производством работ, организация контроля

 

качества, организация пусконаладочных работ, услуги по

 

эксплуатации объекта;

ком плексный (сист емный) инж иниринг, совокупность инжини­

ринговых услуг, обеспечивающая возможность реализации про­ ектов «под ключ» или по системе «BOOT» (build-own-operate-trans- fer). Данная система предполагает, что подрядчик не только проектирует и строит объект, но и эксплуатирует его в течение длительного (20—25 лет) срока, после чего передает его заказчи­ ку — обычно государству;

к о н с у л ь т а ц и о н н ы й и н ж и н и р и н г: и н ж и н и р и н го вы е услуги лю бого из п еречи слен н ы х н ап р авл ен и й , оказы ваем ы е в форме советов, рекомендаций и подготовки реш ений для заказчика.

Структура функций инжиниринга в системе управления инве­ стиционным проектом приведена на рис. 21.2.2. В соответствии с этой структурой зарубежные заказчики нередко применяют два вида контрактов на управление проектами: на инж иниринг и собственно управление проектам и . Вместе с тем, учитывая интегрирующую роль системы управления проектом, чаще всего контракт бывает единым, включая как инжиниринг, так и управ­ ление проектом.

vk.Главаcom/club15268505021 Корпоративное и проектное| vkуправление.com/id446425943в нефтегазовом строительстве 743

Рис. 21.2.2. С т рукт ура функций инж иниринга в сист еме управления

инвестиционным проект ом

К числу важнейших преимуществ системы инжиниринга следует отнести:

повышение, при прочих равных условиях, эффективности инве­ стиций в связи с появлением реальных рычагов воздействия на смету/бюджет проекта;

сокращение сроков выполнения работ и производственных из­ держек;

привлекательность для заказчиков перспективы консолидации

водних руках необходимого набора услуг, связанных с осуществ­ лением инвестиционных проектов;

появление реальных предпосылокдля перехода к эффективному профессиональному управлению в связи с сосредоточением

вруках инжиниринговой компании технической и стоимостной информации по проекту;

снижение инвестиционных и других рисков для компании, ис­ пользующей систему инжиниринга;

повышение конкурентоспособности на отечественном и зарубеж­ ных рынках в связи с признанием деловым миром эффективно­ сти использования инжиниринга.

Целесообразно включать функции инжиниринга в состав функ­ ций управляющей компании, отвечающей за разработку и реализа­ цию нефтегазовых трубопроводостроительных проектов, с выделе­

vk.com/club152685050744 Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

нием структурного подразделения, ответственного за реализацию функций инжиниринга. Дополнительным аргументом в пользу вклю­ чения инжиниринга в состав функций управляющей компании яв­ ляется необходимость проведения постоянных технологических ис­ следований, направленных на выявление новых технологических решений и принятие решение об их внедрении в рамках развития объекта.

Включение функции инжиниринга в состав сферы деятельности управляющей компании требует организационных решений, согласо­ вывающих эти функции как с функциональным, так и с проектным разделениемтруда. На рис. 21.2.3показано место инжиниринга в орга­ низационном пространстве проектно-ориентированной управляющей компании, осуществляющей разработку и реализацию нефтегазовых трубопроводостроигельных проектов.

Таким образом, инжиниринг рассматривается как одна из функ­ циональных областей каждого проекта. Структурное подразде­ ление, отвечающее за реализацию функций инжиниринга, нахо­ дится в двойном подчинении исполнительному функциональному руководству компании, а также управляющим проектами. Такая ситуация является типичной для многих проектно-ориентирован­ ных компаний, использующих матричные организационные структуры.

Рис. 21.2.3. М есто инж иниринга в организационном прост ранст ве

управляю щ ей компании

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1 нефть 1 газ □ уголь Оядерная энергия I гидроэнергия

Ряс. 1.2. L Ст рукт ура т опливно-энергет ического баланса Российской

Ф едерации (2004 год)

1500

!

Годы

-I—

^

^

30%

^

^

^

^

80%

^

■■.

0%

10%

20%

40%

50%

60%

70%

90%

100%

Доля энергоносителя в мировом топливно-энергетическом балансе в %

Инефгь 1газ

О ш

, Оядерная энергия Мгилроэнергия I

органическиеостанки 1дерево Пмускульная сила

Рнс. 1.2.2. Эволюция структуры .мирового энергет ического баланса

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 1.2.3. Ст рукт ура производст ва газа в 2004 году

250

млрд. куб. метров/

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1994

1995

1996

1997

1998

1999 2000

2001

2002

2003

2004

В Экспорт российского газа (млрд. куб. метров)

I Экспорт российской нефти (млн. тонн)

Рис. 1.2.4. Экспорт нефти и газа из России в 1994 — 2004 годы (м\н. тони, ы \рд . куб. мет ров)

Прочие

«ЛУКОЙЛ»

Рис. 1.2.5. Ст рукт ура экспорт а российской нефти по компаниям в 2004 году

vk.com/club152685050П р о ч|иvkе .com/id446425943о т р а с л и

Промышленность

Рис. 1.2.6. Ст рукт ура пот ребления газа в России в 2004 году

30000

25000 -

20000

15000 -

10000 -

5000

 

ввод пролуш п роводов по СССР/СНГ (до 1998 года)

—■ — ввод газопроводов по СССР/СНГ (до 1998 года)» Рф (после 1998 года)

 

ввод промысловыхтрубопроводов по СССР/СНГ (до 1998 года) и РФ (после 1998 года)

 

ввод трубопроводов по СССР/СНГ

—^ — ввод нефтепроводов по СССР/СНГ (до 1998 года) и РФ [после 1998 года)

— Ф —

ввод ма™стральны\ нефтепроводов по СССР/СНГ (до 1998 года}

• —

общийввод трубопроводов по РФ с 1992

Рис. 1.2.7. Трубопроводы С С С Р/С И Г (до 199$ года) и РФ (с 1992 года), км

□ До20 .т<л ВОт 20 до 30 летОСвышеЗО лет

□До 20 лет ЯОт 21} то 30 лет ОСвишеЗО лет

Рис. 1.2.8* Распределение сроков

Рис. 1.2.9. Распределение сроков

эксплуат ации магистра,\ьных

эксплуатации м агист ра\ьны х

газоп роводов

нефт епро водов

com/id446425943.vk | com/club152685050.vk

Р и с . 3 ,4 .1 . С/;?— у р а Е д и н о й с и с т е м ы г а з о с н а б ж е н и я Р осси и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.2.1. Газоперекачивающие агрегаты ГПА — 16«Урсир> на КС

ПС. 10.2.2. Принципиальная хема газоперекачивающего агрегата на примере блочно- ■онтейнерного ГПА серии Урал: 1 — контейнер гурбоблока;2 —рама ЦЕН центробежного агнетателя!; 3 — маслобак IBM; 4 —СтоЖа СГУ; :—кран-балка; 6 — ЦБН; 7 — выхлопная улитка;

'—рамаГТУ

газотурбинного стройства); 9 — опоры ыхлопа; Ю — ГГУ; 11— кран чаровой трехходовой; '2— систе Зо охлаждения Т У; 13—ЛВО(аппарат

ояд\итогоохлаждения!ГТУ; Ч—ЛВСЦЕН;

г5— фильтр},i топливною и ускового газа; 16— блок беспечения ЗАбм .; '7— система подогрева \икювого воздуха:

'8— тракт всаса ВОУ зозд)рсоочистительного стройства!: 19 — тракт ых. \опа; 20—система хлаждениятрансмиссии; 7 — система вентиляции отпейнера; 22 — система богрева контейнера

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

станции перекачивающей-насосно вид Общий .3.1.13 .РИС

Освоение строительных

С

Геоинформационная система

Эксплуатация

площадок

по проекту “Голубой поток”

 

 

 

(морской участок)

 

Подготовка и планирование

 

 

Приемка в эксплуатацию

реализации проекта

 

 

 

Организация строительства и

Надзор за

 

 

реализации проекта

реализацией проекта

 

Рис. 15.3.2. Управление проектами морских трубопроводов на базе геоииформациопных систем (ГИС)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 16.4.1. Трубоукладочное судно S-7000 «Saipem»

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

РИС. 17.7.3. Укладка плети трубопровода в траншею

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 17.И.З. Надземный трубопровод на специальной эстакаде

Рис. 18J5.5. Общий вид резервуарного парка (в районе г.Когалым)

vk.com/club152685050ЗАО| vk.com/id446425943«ТНС-РУ»

-Л Сети и системы информационных

технологий и связи, системы безопасности, АСУТП для объектов добычи, транспортировки и переработки нефти и газа. Инженерные сети, «интеллектуальное здание»

Проектирование, поставка оборудования, монтажны е и пусконаладочны е работы, техническое обслуживание

Сертифицированный

партнер

Компаний:

-Honeywell

-Kraftway

-ITT Industries

ЗАО «ТНС-РУ» сертифицировано органом сертификации TUV CERT в области разработки и реализации

проектов, инженерных сетей, систем и коммуникаций, выполнения строительных

имонтажных работ на промышленных

игражданских объектах и выполняет требования международной системы менеджмента качества ISO 9001:2000

Имеются все необходимые лицензии и сертификаты, в том числе лицензия ФСБ России, Гостехкомиссии России

www.tns-ru.eoin lnfo@tns-ni.com

Тел.: (095) 973-7475,973-7444, факс: (095) 973-7472

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

строительного комплекса

опыт

«Глобалстрой-Инжиниринг»,

 

 

ведущей строительной компании

 

в РбЬсии ^странах СНГ

КАЧЕСТВО

НЛОБЖПОСТЪ

Основные направления деятельность!

строительство и ремонт объектов нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности

ремой*, йзготовлеийеи' • техническое о б ^ у ж и в а н й е ^

нефтехимической и химической лррмйшлёййости ■

технический с е р в и с : £ ■, ^ -ремонт и ревизия - г*

насосно-компрессорного оборудование запорной арматуры, систем вентиляции; -текущий ремонт технологического . ; ; оборудования взрывоопасных и химически v опасных объектов

К/у

• -с? , ч ?>> О / > .

\V /

^

ш

перевожа пасСажиров и грузов

автомобильным®репортом „

'- Ф ' ' Л:г ■ ?

607650, Россия, Нижегородская область г. Кстово, промзона тел, (8312) 381-490

(83145) 5-34-90 факс (8312) 3811-484

e-mail: info@vngs.nnov.ru

vk.Главаcom/club15268505021. Корпоративное ип р о ек тн|оvkе управление.com/id446425943внефтегазовом строительстве 745

21.3. ВЗАИМОСВЯЗЬ СТАНДАРТОВ ПРОЕКТНОГО И КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ

Современные исследователи теории и практики управления проек­ тами отмечают, что на текущем этапе развития повышается уровень системности в применении этой методологии, что проявляет себя в создании корпоративных или межкорпоративных комплексных си­ стем управления проектами, построенных на стандартах управления.

Научно-практическое направление по выработке и распростране­ нию стандартов управления родилось достаточно давно. В 1980-х гг. были созданы первые комиссии Международной организации по стан­ дартизации (ISO — International Standard Organization), работа которых была направлена на создание стандартов по системе менеджмента качества. В силу того, что самой значимой и общ епризнанной концепцией управления качества стало Всеобщее управление качест­ вом (TQM — Total Quality Management), предписывающее заниматься качеством на всех участках и областях корпоративного управления, то сложившаяся к 1994 г. группа стандартов ISO 9000: 1994 по большому счету регламентировала не столько управление качеством как таковое, а систему управления предприятием, основным рычагом повышения эффективности которой было качество в очень широком смысле этого слова (и качество продукции, и качество проектных решений, и качество материалов, и качество выполняемых работ, и, наконец, качество управления).

Вочередной утвержденной редакции стандартов ISO 9000:2000 уже совершенно четко идет речь не о качестве, а о системах управления. При этом качество уже рассматривается не как единственный рычаг повышения эффективности управления, но как один из многих. Стан­ дарты ISO 9000: 2000 регламентируют систему управления безотноси­ тельно отраслевой принадлежности и специфики деятельности. Это некие общие принципы, построенные на основе современной теории управления и актуального опыта лучших компаний.

Вобласти управления проектами общепринятым основным стан­ дартом управления проектами является «Руководство по управлению проектом» (Guide to the Project Management Body of Knowledge, или чаще всего сокращенно РМВоК: 1996), созданное американским Ин­ ститутом проектного управления (PMI — Project Management Institute)

ипереработанное в 2000 г.

Стандарты ISO 9000: 2000 и РМВоК: 2000, регламентирующие по­ строение системы управления проектами, создают центр всей систе­ мы корпоративных, межкорпоративных и проектных стандартов

vk746.com/club152685050Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

управления. Этот центр обеспечивает согласованность самых важ­ ных принципиальных основ использования методологии управления проектами, единство используемых методов, средств и инструментов, общие требования к информационным системам в плане использова­ ния программного обеспечения и отчетной документации и создает возможность для совместной работы самым различным участникам в рамках больших и сложных международных проектов. Но при этом, конечно, эти стандарты не могут быть использованы напрямую в их изначальном виде в качестве стандартов управления. Требуется не­ обходимая адаптация к конкретным условиям конкретного проекта и его участников.

Для этого предлагается следующее решение (см. рис. 21.3.1), опре­ деляющее общие структурные контуры системы стандартов управле­ ния нефтегазовыми проектами.

Как видно из рис. 21.3.1, стандарты ISO 9000 определяют общую систему управления. Стандарты управления проектами, изложенные в РМВоК 2000, создают основу для построения системы управления проектами. Эти стандарты являются центральным звеном всей системы стандартов управления международными проектами.

Отталкиваясь от них и используя их в качестве методологической базы, разрабатывались корпоративные стандарты известных управ­ ляющих (очень часто одновременно являющихся инжиниринговы­ ми) компаний, осуществляющих проекты по всему миру, таких как Fluor Daniel Corporation, Technip-Coflexip, Bechtel, Parsons, Man, Petrofac, Foster Wheeler Inc., AMEC, ABB Group, World Super Engi­ neering. Эти корпоративные стандарты регламентируют мультипроектное управление в компаниях, участвующих в международных нефтегазовых проектах в качестве девелоперских управляющих ком­ паний. После этого необходимо разрабатывать стандарты управле­ ния применительно непосредственно к международным нефтегазо­ вым проектам. Такой подход к созданию стандартов управления международными проектами обеспечивает использование передо­ вого опыта, лучшей практики и современных теоретических концеп­ ций, а также согласовывает общие принципы проектного управле­ ния с принципами современного управления качеством, проектноориентированных подходов (таких как реинжиниринг бизнес-процессов BPR (Business Process Reengineering), процессно-ориентированным учетом ABC (Activity Based Costing), сбалансированной системой показателей BSC (Balanced ScoreCards), моделью развития процес­ сов СРМ (Capability Process M aturity)), а также с проблематикой предметной области. Стрелки на рис. 21.3.1 показывают необходи­

vk.com/club152685050Глава 21. Корпоративное ипроектное| vkуправление.com/id446425943в нефтегазовом строительстве 747

мость такого взаимного согласования, а не простое механическое перенесение.

Рис. 21.3.1. Общая схема построения системы ст андарт ов

управления меж дународными нефт егазовыми проектами

Особо необходимо отметить сложность сопряжения уровней корпора­ тивных систем управления участников проекта и системы управления самим проектом. В настоящее время уровень корпоративных стандартов в большинстве крупных компаний является очень развитым.

При этом следует понимать, что во многих случаях может возникать пересечение областей регламентации у корпоративных стандартов и стандартов управления отдельным проектом. Такую ситуацию желательно исправлять, причем основным подходом должно быть пе­

vk748.com/club152685050Часть К Управление| vkнефтегазостроительными.com/id446425943 проектами

ренесение в систему стандартов управления проектами только обще­ корпоративного уровня, не затрагивающего деятельность по отдель­ ным проектам. Такое перенесение, конечно же, не может осуществ­ ляться автоматически по причине того, что в нефтегазовых проектах участвует большое количество участников со своими нормами корпо­ ративного управления.

Рассмотрим кратко международные нормы корпоративного управ­ ления, используемые во многих крупных компаниях, активно участ­ вующих в международных неф тегазовых проектах. Прежде всего, необходимо прояснить сам термин корпоративного управления или, как иногда говорят, корпоративного поведения.

Корпоративное управление (корпоративное поведение) — ш и р о к и й термин, охватывающий разнообразные действия, связанные с управ­ лением хозяйственными обществами.

Корпоративное поведение хозяйственных обществ влияет на эко­ номические показатели их деятельности и на их способность привле­ кать капитал, необходимый для экономического роста. Стандарты корпоративного поведения распространяются на хозяйственные об­ щества всех видов, но в наибольшей степени они важны для акционер­ ных обществ. Целью стандартов корпоративного поведения является защита интересов акционеров, в том числе миноритарных, а также любых контрагентов, вступаю щ их в хозяйственны е и правовы е отношение с корпорацией.

Далее необходимо показать место стандартов управления в построе­ нии системы управления. Сами стандарты не могут создать системы управления. Они содержат только реш ения по такой системе, т. е. требования, предъявляемые к активным субъектам управленческой деятельности, т. е. к людям, и к пассивным объектам, т. е. к материаль­ но-техническому обеспечению. Эти три элемента находятся в динами­ ческом взаимодействии, которое и образует системууправления (рис.

21.3.2).

Система управления состоит из:

 

системы взаимосвязанной документации, отражающей органи­

 

зационно-проектные реш ения по системе управления, т. е. стан­

 

дартов управления;

*

рабочего коллектива, подготовленного для реализации организа­

 

ционных решений, содержащихся в стандартах управления;

совокупности материально-технических и информационно-тех­

 

нологических средств, с помощью которых персонал осуществ-

ляетвнедрение и функционирование организационных решений, содержащихся в стандартах управления.

vkЕ\ава.com/club1526850502L Корпоративное a npoexnwoe| управленцеvk.com/id446425943в нефтетзовом апрошгуелызпве 749

РгЗ^ЩБЕПЫ

деятельности Рис. 21.3.2. О сновны е элем ент ы си ст ем ы у правления

Всодержательном плане принципиальная структура стандартов управления нефтегазостроительными проектами, учитывающая ранее предлагаемые решения по концепции девелопмента и инжинирингу, представлена на рис. 21.3.3.

Всодержательном аспекте в системе стандартов управления про­ ектами можно выделить следующие необходимые элементы, подвер­ гаемые регламентации:

1.Стратегия.

vk.750com/club152685050Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

2.Контроль.

3.Инжиниринг.

4.Сроки.

5.Затраты.

6.Ресурсы.

7.Персонал.

8.Коммуникации,

9.Риски.

10.Закупки.

11.Строительство.

 

Корпоративные стандарты управления

]

 

 

 

Корпоративная система управления

 

Система подготовки

Система управления

Система развития

проектов

проектами

проектов

Рис. 21.3.3. Принципиальная содерж ательная ст рукт ура ст андар­

тов управления проектами

Стратегия. В зависимости от размера, длительности реализации и местоположения проект занимает определенное место в структуре проектов компании и имеет большую или меньшую автономность. Для менеджера проекта важно проанализировать место проекта в структу­

vkГлава.com/club15268505021. Корпоративное ипроектное| vkуправление.com/id446425943внефтегазовомстроительстве 751

ре компании, отношения с внеш ними участниками проекта. Он определяет свою персональную ответственность и стратегию построе­ ния договорных отношений с третьими сторонами.

Менеджер проекта обязан составить полный перечень участни­ ков проекта, включающий заказчика, партнеров, генерального под­ рядчика, субподрядчиков, поставщиков основного оборудования. Для каждого участника устанавливается тип взаимоотношений (кто, кого, чем обеспечивает), а также характерные риски — с тем чтобы учесть их при разработке стратегии. В первую очередь менеджер проекта должен понять технологию принятия решений заказчиком и оценить, каким образом она может повлиять на ход реализации проекта.

В результате менеджер проекта подготавливает документ, описываю­ щий взаимодействия участников проекта, в котором определяются:

цель и периодичность встреч участников проекта (координацион­ ный совет, еженедельные встречи и др.);

периодичность, частота и содержание отчетов.

Менеджер проекта распределяет задачи междучленами своей коман­ ды таким образом, чтобы охватить все планируемые работы. Он также следит за выполнением предписаний по организации работ по проекту.

Контроль. Менеджмент проекта в любой компании осуществляется

всоответствии с так называемой корпоративной цепью формирования затрат. Выполнение работ по проекту начинается тогда, когда контракт подписан заказчиком. Первой задачей менеджера проекта являются изучение контракта и предложений поставщ иков. Обычно эти документы передаются ему коммерческим менеджером во время встречи, посвященной передаче полномочий. С этого момента менед­ жер проекта является для компании лицом, ответственным за проект

вцелом.

Инжиниринг. Функции инжиниринга различны в зависимости от того, разработаны ли заранее проектные решения или они прорабаты­ ваются одновременно с его реализацией, различие в задачах инжини­ ринга определяется степенью готовности проекта к моменту начала его осуществления.

Качество проектной документации обеспечивается используемы­ ми материалами, технологией и организацией, включая следующие соображения:

• в распоряжении менеджера проекта находятся все квалифика­ ционные и технические ресурсы проекта. Если анализ проекта показал, что собственных профессионально-квалификационных возможностей не хватает, следует привлечь к работам субподряд­ чиков. В этом случае менеджер проекта отвечает за то, что все

vk752.com/club152685050Часть V. Управление| vk.нефтегазостроительнымиcom/id446425943 проектами

процессы выполняются в соответствии с требованиями ISO 9001

иконтракта;

проектная документация может быть разработана собственными силами, силами команды проекта или с использованием субпод­ рядчиков;

существующие организационные процедуры (экспертизы, сове­ щания по проекту и др.) призваны помочь: организации процес­ са, выполнению проекта в определенные сроки, проверкам/экспертизе, реализации, контролю и оценке результатов, чертежей, документов.

Сроки. Контроль за сроками преследует две цели:

обеспечить непрерывный мониторинг работ по проекту;

убедиться в соответствии фактических сроков работ предусмот­ ренным контрактом.

Процедура планирования проекта описывает различные типы гра­ фиков:

график контракта (уровень 0);

уровень 1: общий генеральный график;

уровень 2: общий генеральный исполнительный график;

уровень 3: детальные графики выполнения работ.

На первом этапе необходимо произвести идентификацию работ, а именно — представить проект как совокупность иерархически упоря­ доченных работ (так называемые структуры разбиения работ (WBS)). Далее необходимо установить связи между задачами/работами, т. е. определить, каким образом работы следуют друг за другом, а также определить типы связей: начало — конец, начало — начало ит. д.

Ресурсы и их назначение определяются в техническом предложе­ нии. Следует иметь в виду, что основные ресурсы, включая трудовые, могут быть ограничены. Неравномерности в потребностях ресурсов обычно сглаживаются, такие операции можно осуществлять с помо­ щью любого известного программного средства. Тем не менее, прием­ лемость полученных результатов должна быть проверена, так как нередко критерии, применяемые в определенных программных сред­ ствах, могут оказаться неприемлемыми для конкретного проекта.

Менеджер проекта должен проверить соответствие между разра­ ботанным графиком и сроками, предусмотренными контрактом.

Вособенности он должен убедиться в том, что:

вехи (узловые события) верно выбраны;

сроки передачи работ/услуг Заказчику четко обозначены и соот­ ветствуют принятому плану действий;

гистограммы и S-кривые реалистичны;

vkГлава21.com/club152685050.Корпоративноеипроектноеуправлениевнефтегазовомстроителъстве753| vk.com/id446425943

разбивка работ соответствует требованиям так называемой об­ ратной связи (обобщения и анализа опыта проекта);

кодировка задач/работ соответствует стоимостной разбивке работ. Деятельность субподрядчиков. Во всех случаях, когда это возмож­

но, менеджер проекта использует для планирования деятельности основных субподрядчиков программное обеспечение и принципы структуры разбиения работ. Данные от субподрядчиков должны соот­ ветствовать возможности построения графиков на уровнях 1 или 2, в зависимости от степени детализации, предусмотренной контрактом.

Затраты. Управление проектом обычно основано на бюджете, под­ готавливаемом менеджером проекта и утверждаемом руководством компании.

Для каждого проекта составляются структура разбиения работ и структура разбиения затрат. Структура разбиения работ подразделяет общий объем работ по проекту на поддающиеся управлению независи­ мые блоки (пакеты работ). Структура разбиения затрат в свою очередь определяет стоимость каждого отдельного пакета работ.

Учет понесенных затрат производится в соответствии со специаль­ ными процедурами контроля, действующими в компании.

Уровень контроля может варьироваться в соответствии с решени­ ем менеджера проекта: например, в нефтегазопроводном строитель­ стве, если уровень 1 проектных кодов позволяет отслеживать общие трудозатраты на инжиниринг, то уровень 2 позволяет оценивать трудо­ затраты на проектирование трубопроводов, а уровень 3 — трудозатра­ ты на монтаж изоляции трубопроводов.

Ресурсы. Требуемые для реализации проекта ресурсы рассматри­ ваются и планируются как элементы, обеспечивающие осуществле­ ние проекта, и как основа для тендерных предложений. Требуемые ресурсы должны быть доступны в нужный момент (особое внимание должно быть уделено элементам, требующим доставки на площадку, а также их логистике). Возможные задержки в заказах, изготовлении, доставке на строительную площадку, сборке ит. п. должны бытьточно количественно оценены и проанализированы (данный аспектподробно рассмотрен ниже).

В течение проектного цикла ресурсные планы должны непрерывно (периодически) актуализироваться. Если отклонения значительны, следует изучить их воздействие на временные, затратные и качествен­ ные оценки, а затем принять необходимые меры. Заказчика и других участников проекта нужно информировать относительно планируемых действий; при необходимости планируемые действия должны быть согласованы с ними.

vk.com/club152685050754 Часть V Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроителъными проектами

Персонал. Человеческие ресурсы — это особый элемент в системе управления проектом. После определения численного и профессио­ нально-квалифицированного состава необходимо затратить значитель­ ное время на создание команды проекта (см. п. 19.7.5).

Коммуникации. Вопросы коммуникаций по проекту можно подраз­ делить натри основные направления (см. п. 19.7.6):

коммуникации внутри структуры проекта;

коммуникации по проекту в офисе компании;

внешние коммуникации.

Нефтегазовые проекты предполагают осуществление деятельности в нескольких территориально удаленных друг от друга местах, соединяют огромное количество документов и данных, требуют пре­ доставления оперативного анализа в рамках аналитического простран­ ства с десятками измерений. Все это обусловливает необходимость использования самого современного программного и аппаратного обеспечения коммуникационной системы управления проектом. Стандарты управления проектами должны включать в себя процеду­ ры поиска, подбора, анализа, внедрения и эффективного использова­ ния и развития программно-аппаратных средств, необходимых для управления проектами.

Риски. Риски идентифицируются в начале проекта и всякий раз, когда принимается решение, существенно влияющее на затраты, сро­ ки и качество. Основой для такой идентификации является опыт ко­ манды проекта. По каждому риску должно быть определено контроли­ рующее лицо; охрана труда и воздействие на окружающую среду должны быть включены в рассмотрение.

На стадии оценки рисков задача состоит в измерении воздействия рисков (на стоимость, сроки и качество) и оценке их вероятности.

Затем последствия оцениваются; каждый вид риска оценивается с точки зрения времени его проявления и экономических последствий. Задача менеджера проекта состоит в том, чтобы снизить значимость рисков до приемлемого для компании уровня.

Меры по снижению воздействия идентифицированных рисков ос­ новываются на известных и эффективных методах и исключают воз­ никновение новых рисков и нежелательных эффектов (вернемся к сформулированному выше тезису о роли опыта в таких задачах). При­ нятые меры должны работать до тех пор, пока соответствующие риски не исчезнут.

Некоторые риски покрываются разумной страховой политикой. Закупки. При планировании закупок должны быть составлены сле­

дующие документы: требования к материалам, спецификация обору­

vk.Главаcom/club15268505021. Корпоративноеипроектноеуправлениев| vk.com/id446425943нефтегазовомстроительстве 755

дования, подлежащего заказу, а также описание услуг, передаваемых субподрядчикам. Менеджер проекта использует эту информацию для составления требований на закупки. Эти требования включают в себя, помимо прочего, цены и даты поставок, соответствующие общему графику проекта (уровень 1) по контракту. Для субподрядчиков, поми­ мо вышеуказанных требований, подготавливается полный пакет доку­ ментов, требуемых для разработки коммерческих предложений к тор­ гам: чертежи, спецификации, контрактные и коммерческие условия, ограничения по срокам и др.

Материалы и оборудование должны быть там и тогда, где и когда они потребуются. Элементы поставки, требующие длительных сроков, должны иметь соответствующим образом прописанные временные приоритеты.

Строительство. В период, когда выполняются строительно-монтаж­ ные работы по проекту, менеджер по контролю обязан подготавливать по определенной форме сведения по каждому пакету работ. Если работа подлежит выполнению силами субподрядчика, то менеджер проекта обязан убедиться в том, что обеспечена возможность контроля его деятельности. Инспекционная деятельность на площадке выполняется под руководством менеджера по контролю или инспектора/контролера по качеству на площадке.

Деятельность, обеспечивающая анализ и обобщение опыта по проекту. Как правило, в обязанности менеджера проекта входит сбор информации, требуемой различными функциональными под­ разделен и ям и ком пании для обеспечени я ее ком м ерческий деятельности, корпоративного управления, оценки затрат и других целей.

Анализ и обобщение опыта по проекту является мощным инстру­ ментом обеспечения качества работы и конкурентоспособности ком­ пании. В области качества они помогают улучшить аналитическую деятельность, оценить, насколько удовлетворяются требования за­ казчика.

В области корпоративной конкурентоспособности количественная информация относительно затрат, выработки, соотношения различных показателей, атакже качественная информация по различным аспектам проекта (субподрядчики, поставщики и т.д.) позволяют хорошо подготовить торги и выигрывать контракты с оптимальным уровнем рисков. Эта информация также помогает сократить время на подготов­ ку торгов.

В заключение в табл. 21.3.1 показан примерный перечень стандар­ тов управления нефтегазовыми проектами.

vk.com/club152685050У56* Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проек

Т а б л и ц а 2

Примерный перечень стандартов управления проектом

№р/п

Процедуры

1 Организационная структура компании

2Организация работ на предынвестиционной стадии

3Подготовка предложения к тендеру

4Основные аспекты управления проектами

5Организация работ по проекту

6Разработка проектной документации

7Оценка проектной документации

8Идентификация и контроль документации по проекту

9Контроль проекта

10План проекта по качеству

11Памятка менеджеру проекта

12Управление изменениями

13Обсуждение хода проекта

14Планирование проекта

15Разработка и реализация структуры разбиения работ и организационной структуры проекта

16Контроль затрат проекта

17Разработка структуры разбиения затрат

18Отпеты по проекту

19Управление документацией по проекту

20Оборудование

21Персонал проекта

22Управление рисками проекта

23Безопасность

24Закупки по проекту

25Договора субподряда

26Рабочие инструкции

27Контроль материалов на площадке

28Проверки и испытания на площадке

29Опробование, испытания и запуск проекта

30Заключительный отчет по проекту

31Накопление и использование справочных данных по проекту

vk.com/club152685050Глава21. Корпоративноеипроектноеуправлениевнефтегазовомстроительстве| vk.com/id446425943 75 7

РЕЗЮ М Е

При реализации крупных нефтегазовых проектов возникают два взаимосвязанных, но по существу отдельных процесса управления:

управление конкретным проектом, которое осуществляется в рам­ ках многих организаций-участников проекта, команды проекта, управляющей компании, организуемой на время существования проекта;

управление организациями, которые в общем случае могут участ­ вовать в нескольких отдельных проектах — корпоративное управ­ ление.

Четкое и однозначно определенное разграничение полномочий, прав и ответственности между участниками строительства, сложившееся в советскую эпоху, постепенно заменяется на разнообразные органи­ зационные формы управления инвестиционными проектами. Наряду с традиционно понимаемыми функциями заказчика и застройщика, генерального подрядчика и главного архитектора появляются новые роли и новые участники инвестиционного процесса: управляющая компания, девелопер, инжиниринговая фирма.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1. Охарактеризуйте основные организационные формы управления нефтегазостроительными проектами.

2.Что такое терминальные проекты? Приведите примеры таких проектов.

3.Охарактеризуйте сущность концепции девелопмента.

4.Назовите основные различия терминального и девелоперского проектов.

5.Обоснуйте возможность применения концепции девелопмента для нефтегазового строительства.

6.Назовите и охарактеризуйте основные виды инжиниринга.

7.Каковы основные функции инжиниринга в системе управления проектами?

8.Что является основным стандартом управления проектами?

9.Какова взаимосвязь корпоративного и проектного управления?

10.Какова структура корпоративных стандартов управления?

11.Охарактеризуйте основные элементы, подвергаемые регламен­ тации в системе стандартов управления.

vk.com/club15268505075S Часть V. Управление| vk.com/id446425943нефтегазостроительными проектами

ЛИТЕРАТУРА

1.Управление нефтегазостроительными проектами: современные концепции, эффективные методы и международный опыт / Ю.Н. За­ бродин, ВЛ. Коликов, А.М. Саруханов. — М: Экономика, 2004.

2.Девелопмент: Уч. пособие/ И.И. Мазур, В Д Шапиро, Н.Г. Ольдерогге; Под общей редакцией И. И. Мазура. — М.:, Экономика, 2004.

3.Корпоративный менеджмент: Уч. пособие / И.И. Мазур, В.Д. Ша­ пиро, Э.М. Короткое, Н.Г. Ольдерогге. — М: ОМЕГА-Л, 2005.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Содержание

Введение…………………………………………………………..……………….3 1. Особенности разработки сложнопостроенных нефтегазовых и газоконденсатнонефтяных залежей………………………………......………….5 2. Моделирование процессов статического конусообразования при разработке нефтегазовых и газоконденсатнонефтяных залежей……........……7

2.1Сущность проблемы конусообразования…………………………............7

2.2Моделирование процесса статического конусообразования…………..11

2.2.1 Общие представления..................................................................................

11

2.2.2 Математическая модель статического конусообразования Маскета-

 

Чарного. Методы расчета предельных депрессий и дебитов несовершенных

скважин...................................................................................................................

13

2.3 Методы расчета предельных безводных и безгазовых дебитов

 

несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной

водой…………………………………………………….......................................17

2.3.1 Методика расчета предельных безводных и безгазовых дебитов,

 

основанная на гидравлической теории безнапорного притока.........................

18

2.3.2 Потенциометрический метод расчета предельных безводных и

 

безгазовых дебитов................................................................................................

22

2.3.3 Методика расчета предельных безводных и безгазовых дебитов

 

Курбанова-Садчикова, основанная на теории напорного притока...................

23

2.3.4.Уточненная методика расчета предельных безводных и безгазовых

 

дебитов....................................................................................................................

24

Заключение……………………………………………………………………….34

Список литературы…………………………………………………………........35

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Введение

В настоящее время большинство разрабатываемых месторождений нефти и газа относятся к категории сложнопостроенных. Специфика и основные сложности разработки таких залежей определяются условиями совместного залегания, в пласте нефти и газа, резко различающиеся по компонентному составу и физическим свойствам, а также наличием подошвенной воды. При разработке нефтегазовых и газоконденсатнонефтяных залежей существенным является очередность выработки запасов нефти и газа. Практически возможно осуществление следующих основных вариантов: опережающая разработка нефтяной зоны,

одновременная разработка нефтяной зоны и газовой шапки и опережающая разработка газовой шапки. Любая из этих систем накладывает ограничения на условия извлечения одного из видов углеводородного сырья - нефти,

газоконденсата или газа. Наиболее типичное осложнение при разработке нефтегазовых залежей - это внедрение нефти в газовую шапку, прорыв подошвенной воды или верхнего газа в нефтяную зону пласта.

Целью предлагаемого учебного пособия является рассмотрение вопросов моделирования процессов статического и динамического конусообразования при разработке нефтегазовых и газоконденсатнонефтяных залежей с подошвенной водой. Особенности разработки сложнопостроенных месторождений нефти и газа изложены в первом разделе пособия.

Для осуществления безводной и безгазовой эксплуатации скважин,

дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой, необходимо определить предельные одновременно безводные и безгазовые дебиты, а

также соответствующие им предельные депрессии. Рассмотрению этих задач на конкретных примерах с использованием различных методических подходов посвящен второй раздел пособия.

В рамках проблемы динамического конусообразования в третьем разделе работы излагаются подходы к расчету времени безводной (безгазовой)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

эксплуатации скважин, показана методика прогнозирования продвижения границы раздела нефть-вода или нефть-газ, а также рассматривается расчет коэффициента нефтеотдачи за безводный (безгазовый) период.

Настоящее пособие дополнено приложениями, в которых отражен цифровой, табличный и графический материал, предлагаемый для использования на занятиях студентов по курсу «Гидрогазодинамика», а также в практике нефтегазодобывающих предприятий.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1. Особенности разработки сложнопостроенных нефтегазовых и газоконденсатнонефтяных залежей

Извлечете запасов из газонефтяных и газоконденсатнонефтяных залежей обычно считается более сложным, чем разработка нефтяных месторождений. Специфические особенности указанных залежей (сложное геологическое строение, наличие в пласте нефти, газа, газоконденсата и воды)

в определенной степени усложняют комплекс проблем, связанных с их разработкой. Это особенно характерно для крупных газонефтяных месторождений Западной Сибири (Самотлорское, Федоровское, Лянторское,

Варьеганское и др.), в том числе для района Сургутского свода, где 48%

текущих запасов нефти разрабатываемых месторождений приходится на долю нефтегазовых залежей.

Как показывают анализы, в связи с высокой выработкой более простых по геологическому строению залежей нефти перспектива развития нефтеотдачи в этом районе будет связана прежде всего с освоением слож-

нопостроенных газонефтяных залежей.

Основные запасы нефти и газа газонефтяных залежей Сургутского района сосредоточены на двух объектах - Лянторском и Федоровском месторождениях, которые характеризуются сложным геологическим строением, малыми толщинами нефтяного пласта и большой долей порового объема нефтенасыщенного пласта. Извлечение этих запасов с наибольшей нефтеотдачей и наименьшими затратами является одной, из основных проблем разработки месторождений указанного типа.

Задачам рациональной разработки газоконденсатных (ГКЗ),

газоконденсатнонефтяных (ГКНЗ) и нефтегазовых залежей (НГЗ) с

подошвенной водой посвящен ряд работ как зарубежных, так и отечественных исследователей

В результате многолетних исследований, связанных с разработкой нефтегазовых залежей и нефтяных оторочек с верхним газом и подошвенной

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

водой, дано обобщение мирового опыта разработки указанных залежей,

разработана теория проектирования с учетом геологогидрогазодинамических особенностей НГЗ и ГКНГЗ и их классификация, рассмотрены актуальные проблемы проектирования и рациональной их разработки этих объектов.

Основные сложности при разработке нефтегазовых залежей связаны с технологическими трудностями извлечения нефти, зависящими от режима их разработки. При этом в основном проявляют себя режимы растворенного газа и упруговодонапорный; первый имеет главенствующее значение и определяет конечный коэффициент нефтеотдачи, в большинстве случаев несущественный. В связи с увеличением мирового спроса на нефть и истощением запасов крупных нефтяных месторождений возрос интерес к разработке нефтегазовых залежей и нефтяных оторочек. Как известно,

рациональным способом извлечения запасов нефтяной оторочки считается опережающая выработка ее с сохранением энергии газовой шапки. Однако,

как показывает мировая практика, иногда полезен способ одновременного извлечения запасов нефти и газа из нефтегазовых залежей с сохранением неподвижности газонефтяного контакта.

Определенный опыт разработки нефтегазовых залежей имеется и в нашей стране. Например, после осуществления ППД и барьерного заводнения на Бобриковской нефтегазовой залежи Коробковского месторождения ожидалось увеличение коэффициента нефтеотдачи до 55% при одновременном извлечении нефти и газа. Применение барьерного заводнения и уплотнение сетки скважин по пласту Б1 Бахметьевской площади дало увеличение годовых отборов нефти до 20-30%. Подобные результаты разработки нефтегазовых и газоконденсатнонефтяных залежей приведены в

[47-53].

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. Моделирование процессов статического конусообразования при разработке нефтегазовых и газоконденсатнонефтяных залежей

2.1 Сущность проблемы конусообразования

Большинство нефтяных, газоконденсатнонефтяных, нефтегазовых и газовых залежей, разрабатываемых в настоящее время, подстилаются частично или полностью подошвенными водами или оконтуриваются краевыми водами или имеет место то и другое одновременно. Рациональная разработка указанных месторождений невозможна без знания особенностей и закономерностей продвижения границ раздела газ-вода, нефть-вода и газ-

нефть к несовершенным скважинам. Как показывают промышленные испытания и анализы разработки залежей с верхним газом и подошвенной водой, конусообразование является, в ряде случаев, основной причиной обводнения или загазовывания нефтяных скважин, пробуренных в литологически однородных пластах. Преждевременное обводнение или загазовывание скважин, незнание закономерностей и причин этого явления ведет к потерям большой доли промышленных запасов нефти и, таким образом, снижению нефтеотдачи пласта, увеличению сроков разработки и в конечном итоге к большим материальным затратам на извлечение нефти из пласта. Отсюда тщательное изучение процессов продвижения подошвенных вод и верхнего газа, сложного явления деформации поверхности раздела фаз в пористой среде (конусообразования), особенностей и закономерностей обводнения пластов и скважин, совместного притока жидкостей к забою скважины и изучение природных факторов, способствующих увеличению безводного и безгазового периодов эксплуатации и улучшению технологических условий разработки залежей с целью наибольшего извлечения нефти из пласта, одна из основных задач увеличения нефтеотдачи на современном этапе.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Большое практическое значение имеет осуществление рациональной разработки газоконденсатнонефтяных и нефтегазовых залежей с водонапорным режимом, т.е. режимом, когда основной энергией, за счет которой происходит движение пластовой жидкости к забоям скважин,

является энергия напора воды. Водонапорный режим характеризуется тем, что при стабилизации пластового давления весь отбор пластовой жидкости замещается поступлением воды в продуктивную часть коллектора.

Происходящее при этом продвижение водонефтяного контакта (ВНК)

приводит к тому, что скважины, находящиеся в водонефтяной зоне,

обводняются, и добыча нефти сопровождается непрерывным ростом содержания воды4 Обводнение скважин приводит к росту себестоимости нефти и ухудшению показателей разработки. Так как конус характеризует локальное продвижение поверхности вода-нефть или газ-нефть, то,

рассматривая режим работы отдельной скважины, необходимо проводить различие между продвижением краевых вод и напором подошвенной воды. В

первом случае продвижение воды происходит вдоль напластования, что характерно для относительно тонких продуктивных пластов, залегающих с заметным углом падения. Второй случай характерен для пластов, залегающих с малым углом наклона. Так как в природе такие крайние случаи наблюдаются редко, то условно можно выделить три типа притока нефти при водонапорном режиме:

-нефть поступает к скважинам в основном под напором подошвенной воды, краевые воды малоактивны, то есть скорость продвижения границы раздела нефть-вода превышает скорость, с которой происходит стягивание контура нефтеносности;

-вытеснение нефти происходит за счет продвижения краевых вод вдоль напластования. Подошвенная вода при этом малоактивна, т.е. скорость продвижения контура водоносности в несколько раз больше скорости подъема поверхности подошвенной воды;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

- приток нефти к скважинам осуществляется как за счет продвижения контурных, так и подошвенных вод, а также и за счет продвижения газонефтяного контакта (ГНК) при наличии газовой шапки.

Последний вариант наиболее сложен, хотя приближенно оценить происходящий при этом процесс можно, сведя его к одному из первых двух.

Качественная сторона процесса конусообразования, т.е. форма поверхности раздела вода-нефть или нефть-газ не зависит от того, является ли подошвенная вода движущим фактором или она малоактивна. Но при этом качественном подобии физические причины, вызывающие образование конуса, различны.

В случае напора подошвенной воды ввиду высокого пластового давления в водоносной области и пониженного давления на забое нефтяной скважины граница раздела испытывает значительный перепад давления. При этом линии тока будут ортогональны исходной поверхности вода-нефть и направлены вверх (рис.2.1а). Приближаясь к забою скважины, на уровне вскрытой толщины пласта они начинают отклоняться. Вытеснение нефти происходит за счет продвижения ВНК, сопровождаемого образованием конуса воды. Причина образования конусообразной формы поверхности раздела вода-нефть (нефть-газ или газ-вода) заключается в том, что величина вертикальной составляющей скорости продвижения ВНК принимает максимальное значение вдоль оси скважины. Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в случае, когда подошвенная вода не принимает участие в вытеснении или она малоактивна. При этом поток нефти

(газа) к несовершенной скважине на расстоянии, большем одного-двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта.

Внутренняя зона характеризуется пространственным притоком, где линии тока искривлены (рис.2.16). В результате такого искривления линий тока появляется вертикальная составляющая скорости фильтрации, значение которой возрастает с приближением к оси скважины. Наличие вертикальной

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

составляющей приводит к подтягиванию поверхности раздела вода-нефть или газ-нефть, а ее уменьшение с увеличением расстояния от оси скважины обусловливает образование конусообразной формы границы раздела Конус подошвенной воды или газа в данном случае может находиться в статическом равновесии и не оказывать существенного влияния на приток нефти к скважине. Равновесие характеризуется предельным дебитом или депрессией,

т.е. дебитом, превышение которого приводит к прорыву воды (газа) в

скважину. В случае, если дебит скважины не превышает предельного значения, то прорыв воды (газа) произойдет лишь при достижении вершиной конуса интервала перфорации за счет общего поднятия ВНК или опускания ГНК вследствие истощения залежи. Величина предельного дебита зависит от физических свойств пласта и жидкостей и относительного вскрытия продуктивной части пласта. В пластах с малой проницаемостью вдоль напластования реализация предельных дебитов ввиду их малости экономически невыгодна. Экономически невыгодна эксплуатация скважин и с максимально возможным (потенциальным) дебитом, т.к. вода или верхний газ мгновенно прорываются в скважину и начинается совместный приток нефти и воды или нефти и газа.

Рис.2.1(a). Схема линий тока, обусловленная напором подошвенной

воды

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Очевидно, рабочие дебита должны находиться в интервале от предельного до потенциального. Следовательно, такая скважина будет характеризоваться временем безводной или безгазовой эксплуатации.

Изучение существующих работ, связанных с разработкой указанных залежей, показывает, что эта проблема находится в стадии интенсивного теоретического и промыслового исследования.

2.2 Моделирование процесса статического конусообразования

2.2.1 Общие представления Во многих случаях при разработке нефтегазовых залежей (НГЗ)

вскрываются газоводонефтяные зоны или нефтяные оторочки при разработке газоконденсатнонефтяных залежей (ГКНЗ) с подошвенной водой. Разработка таких залежей обусловливается следующими характерными особенностями,

полной гидродинамической связью нефтяной залежи с газовой шапкой и водоносным пластом и вероятной подвижностью газонефтяного и водонефтяного контактов в окрестности скважин в процессе разработки залежи; практически неподвижностью контуров газоносности и нефтеносности в пласте; равномерным распределением пластовой энергии по

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

площади нефтеносности; равенством начального пластового давления и давления насыщения; относительной близостью расположения к забоям скважин водонефтяного и газонефтяного контактов при дренировании нефтяной оторочки; неустойчивостью процесса вытеснения нефти газом,

приводящей к быстрому прорыву газа к забоям добывающих скважин и их загазованности и в конечном счете к значительной потере пластовой энергии и снижению нефтеотдачи; возможностью проявления ретроградной конденсации из-за снижения давления в газонасыщенной зоне пласта,

предопределяющей пластовые потери конденсата; трудностью регулирования перемещением ГНК и ВНК и др.

Как видим, указанные особенности требуют создания технологии разработки НГЗ и нефтяных оторочек, совершенно отличных от технологии разработки как нефтяных залежей обычного типа, так и нефтегазовых залежей с краевой водой.

При разработке НГЗ и ГКНЗ с подошвенной водой темп отбора нефти обусловливается деформацией контактов и прорывом газа и воды к забоям скважин. При этом весьма важным параметром при установлении режима работы скважин и прогнозировании технологических показателей разработки является анизотропия пласта [ 1 ], обоснование которой необходимо для каждой конкретной залежи. М. Маскет также указывает [ 1 ], что анизотропность коллектора существенно влияет на эффективность размещения скважин. Низкая проницаемость по вертикали препятствует быстрому поднятию вершины конуса и способствует выполаживанию поверхности раз дела вода-нефть. Высокая проницаемость по вертикали

(малая анизотропия пласта) способствует быстрому продвижению вершины конуса к забою скважины, что обусловливает концентрированную деформацию поверхности раздела вблизи скважины с низким коэффициентом охвата вытеснения нефти подошвенной водой. Поэтому М. Маскет утверждает, что критерием размещения скважин с напором подошвенной воды должен быть параметр размещения, представляющий собой отношение

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

половины расстояния между скважинами Ro к произведению толщины продуктивного пласта h0 и анизотропии æ*, т.е.

p0=Ro/æ*h0.

Эффективность вытеснения нефти, очевидно, может быть улучшена в условиях непрерывной эксплуатации скважин при малых дебетах, когда снижение забойного давления не на много превосходит напор столба жидкости P=hH(ρB-ρH)g, а также при периодической эксплуатации скважин с продолжительными интервалами ее закрытия, приводящей к опусканию и выполаживанию возникшей конусообразной поверхности раздела вода-нефть или газ-нефть под действием сил тяжести.

2.2.2 Математическая модель статического конусообразования Маскета-

Чарного. Методы расчета предельных депрессий и дебитов несовершенных скважин

Модель предполагает установившийся приток нефти или газа к открытому забою скважины, частично вскрывшей однородный или однородно-анизотропный по проницаемости ограниченный горизонтальный пласт постоянной толщины, подстилающийся подошвенной водой. На контуре пласта и на забое скважины поддерживается постоянное давление,

фильтрация происходит по закону Дарси, капиллярными силами пренебрегается, вытеснение нефти или газа водой предполагается поршневое.

Решение для распределения потенциала в пласте, вызванного работой несовершенной скважины, принимается для условий невозмущенной границы раздела двух жидкостей, т.е. первоначальный ВНК и ГНК предполагаются непроницаемыми.

При эксплуатации нефтяных или газовых скважин с подошвенной водой, а также при дренировании нефтяной оторочки в определенных условиях проявляется тенденция к деформированию поверхности раздела

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

двух фаз, которая принимает холмообразный вид, образуя конусы воды,

конусы нефти или конусы воды и газа. При некоторых установившихся условиях отбора соответствующие деформированные поверхности раздела находятся в равновесии и не оказывают существенного влияния на приток добываемого флюида к скважине. Если же превысить депрессию и,

соответственно, отбор нефти или газа сверх некоторой предельной величины,

то вода прорвется в скважину, что может привести к ее прогрессирующему обводнению, а при дренировании нефтяной оторочки возможен прорыв подошвенной воды и верхнего газа. Таким образом, существует предельная высота вершины конуса, которой соответствуют предельная депрессия и безводный или безгазовый дебит.

Точной теории конусообразования ввиду сложности процессов не имеется. Приближенная теория этого явления, основанная М.Маскетом и И.А.Чарным [1,2] и позволяющая рассчитывать предельные дебиты и депрессии, исходит из допущения, что отклонение поверхности раздела двух фаз от первоначальной плоской формы не влияет на распределение потенциала скорости фильтрации в нефтяной (газовой) части пласта.

Дальнейшее развитие приближенной теории устойчивых конусов Маскета-Чарного и ее практическое использование нашли отражение в работах как отечественных, так и зарубежных исследователей (Б.Б.Лапук, Б.Е

Сомов, А.Л.Брудно, Д.А.Эфрос, Р.Г.Аллахвердиева, А.К.Курбанов,

П.Б.Садчиков, А.П.Телков, Ю.И.Стклянин, З.С.Алиев, А.П.Власенко,

Е.С.Абрамов, С.Н.Закиров, Р.Чаней, Д.Сирси и др.) Здесь изложен более универсальный метод решения задач конусообразования, основанный на двухзонной схеме притока.

Предельный безводный дебит нефтяной скважины определяется по формуле

Q1 = Q0(ρ0,Ђ); Q0 = 2πKrh02 Δρ; Δρ=ρB-ρr, (2.1)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где q(ρ0,Ђ) - безразмерный безводный дебит, определяемый по соответствующим графикам или таблицам (Прил.1) для параметра ρ0≤1

[79,82] и по графикам рис.2.3 для ρ0>1. Безразмерная ордината конуса

ξ0=z0/h0 для ρ0>1 определяется по графикам рис.2.4, для ρ0<1 - по таблицам

(см. Прил.1).

Для безразмерной депрессии при р0> 1 имеется формула:

ΔPпр = О”PРїСЂ = (ε0+Δε)q(ρ0,Ђ), (2.2)

gh0О”ПЃ

где

ε0=Ђ1 [ln - R0rc - ψ(ρ0,Ђ)] ; (2.3)

ψ(ρ0,Ђ) - некоторая функция, определяемая по таблице (Прил.2). Для Де построены графики (рис.2.5). Возможно другое, наиболее полное представление для функции фильтрационных сопротивлений

ε0=lnR0rc + S; S = C1 + C2 + C0, (2.4)

Рис.2.2.Двухзонная схема притока к несовершенной скважине при статическом равновесии границы раздела

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ф0, Фс, Фс' - потенциалы скорости фильтрации на соответственно условном контуре питания радиуса R0, контуре скважины радиусом гс,

условном контуре внутренней зоны притока радиусом R0' =h0; У1, У2 -

расстояние от точки конуса с координатами (R0,h) до соответственно вершины конуса и ВНК; Z0 - ордината вершины конуса; b - величина вскрытия пласта

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где С1 С2 и Со - добавочные фильтрационные сопротивления,

обусловленные различными видами несовершенства скважины и определяемые по соответствующим формулам или графическим зависимостям [ 2-5 ].

Уравнение границы раздела (профиль конуса воды или газа) согласно [

3,5 ], описывается уравнением

ř = r/R0 = ехр[-0,5(1-Оѕ2) ] . (2.5)

q(ПЃ0,Р‚)

2.3 Методы расчета предельных безводных и безгазовых дебитов несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой

При разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой или нефтяных оторочек возникают сложные гидродинамические задачи по определению предельных безводных и безгазовых дебитов, предельных депрессий, наивыгоднейшего интервала вскрытия нефтяной оторочки относительно ГНК и ВНК, безводного периода, безводной нефтеотдачи на момент полного обводнения или загазовывания скважин. Приближенная теория стационарных конусов применительно к подгазовым нефтяным залежам с подошвенной водой была впервые разработана М.Маскетом и И.

А.Чарным. Дальнейшее развитие она получила в работах А.К.Курбанова,

П.Б.Садчикова, А.П.Телкова, Ю.И.Стклянина, Р.Чанея, И.Лукерена и др.

Формулы Мейера, Гардера и П.М.Шульги для определения предельного безводного и безгазового дебитов исходят из теории безнапорного притока к несовершенной скважине и дают весьма приближенные завышенные против действительных предельных значения, т.к. они фиксируют дебиты уже в момент прорыва газа или воды. Рассмотрим приближенные, но более обоснованные методы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.3.1 Методика расчета предельных безводных и безгазовых дебитов,

основанная на гидравлической теории безнапорного притока Схема одновременного существования газового и водяного конусов

показана на рис.2.6. Пусть Нr, Нв, Нн есть гидравлические напоры в газовой,

водяной и нефтяной зонах соответственно. Рr, Рв и Рн - пластовые давления в указанных зонах, а Р' - давление в некоторой точке на поверхности раздела газ-

нефть и вода-нефть (см.рис.2.6), ρн, ρв, и ρrплотности нефти, воды и газа соответственно. Тогда относительно точки N можно записать следующее выражение

Hr= z+Pr-P' ; HH= z + Р РЅ-Р ' . (2.6)

gПЃr gПЃРЅ

Если эту точку переместить на контур скважины, то в соответствии с обозначениями на схеме имеем z=(h-b)+hc. Решая совместно два уравнения,

исключая Р1 и пренебрегая капиллярным давлением РК=РН-РГ, получаем

HH =

ПЃrHr

+ (h - b+he)

О”ПЃ1

; Δρ1 = ρH - ρr . (2.7)

 

 

 

 

ПЃРЅ

ПЃH

Аналогично для точки М, перемещенной на контур скважины, получаем

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нв = О”ПЃРІРќРІ - (h-b) О”ПЃ2 ; Δρ2 = ρв – ρн ПЃРЅ ПЃРЅ

Если поместить точки N и М на контур пласта, то получаем,

соответственно, выражения

Нн =

ПЃr Hr

+

О”ПЃ1 h

; Hн =

ПЃРІ РќРІ

(2.8)

 

 

 

 

 

 

ПЃРЅ

ПЃРЅ

ПЃРЅ

из которых следует

Нгρв = Нвρв – hΔρ1 (2.9)

Решая совместно (2.7), (2.8) и (2.9), находим нижнее положение интервала перфорации, обеспечивающее критическое значение безводного и безгазового дебита при заданном значении hc

b = h0 - (h-hc) ООПЃПЃ13 ; Δρ3 = ρв-ρr. (2.10)

Определим ординату z0 нейтральной линии тока. Уравнения для напоров (2.7) и (2.8) относительно плоскости z0 (см.рис.2.6) записываются в виде:

Hн =

ПЃr Hr

+

О”ПЃ1z0

; Нн =

ПЃРІРќРІ

-

О”ПЃ2 z0

(2.11)

 

 

 

 

 

 

 

 

ПЃr

ПЃРЅ

ПЃРЅ

ПЃРЅ

Решая совместно (2.11) и (2.9), получаем

z0 = О”ПЃ1 h . (2.12)

О”ПЃ3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расстояние bi от нижних отверстий перфорации до нейтральной линии тока, как это следует из схемы, есгь

b1 = z0-(h - b) = О”ПЃ1 hc. (2.13)

О”ПЃ3

Таким образом, определив ординату нейтральной линии тока

(горизонтальную плоскость) и заменив ее непроницаемой жесткой перегородкой, формально получаем два пласта.

Дифференциальное уравнение безнапорного притока для верхнего пласта есть

Q1 = 2πΔρ1Krg rz dz . (2.14)

μdr

Разделяя переменные и интегрируя (2.14) в пределах по r от rс до R0 и

по z от z2 до z1, где

z1

= h-z0;

 

 

 

z2

= hc-

hcО”ПЃ1

(2.15)

 

 

 

 

 

 

О”ПЃ2

 

 

получаем

 

 

 

 

 

ПЂО”ПЃ1Krg

 

О”ПЃ1

Q1

 

 

(h2-hc2)(l-

 

)2 . (2.16)

ОјРЅln(R0/rc)

О”ПЃ3

Интегрируя уравнение для нижнего пласта, получаем

Q2=2ПЂПЃ2Krg r(z0-z) dz ; (2.17)

Ој0 dr

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

в пределах по r от r0 до R0 и по z от z1 = z0-a до z2, получаем

Q2 = ПЂО”ПЃ2Krg(h2-hc2) (О”ПЃ1)2 . (2.18) ОјРЅln(R0/r) О”ПЃ3

Суммарный критический дебит Q=Q1+Q2 определится формулой

 

ПЂKr(h2-hc2)g

 

О”ПЃ1

О”ПЃ1

Q =

 

 

, [Δρ1 (1 –

 

)2 + Δρ2(

 

)2] (2.19)

ОјРЅln(R0/rc)

О”ПЃ3

О”ПЃ3

Здесь принимаются следующие размерности:

[Кг]=м2; [h]=м; [Δρ]=кг/м3; [μ]= РєРів€™СЃ; [Q]=m3/c.

m2

Пример 1. Рассчитать интервал перфорации, положение нейтральной линии тока и предельный безводный и безгазовый дебит скважины,

дренирующей нефтяную оторочку при следующих исходных данных:

пласт горизонтальный однородно-изотропный, æ*=1;

условный контур питания R0=200м;

толщина нефтяной оторочки h=25м;

проницаемость пласта Кг=1,02 • 0,5 10"12м2;

вскрытая толщина hc=12,5M;

радиус скважины rс=0,1м; вязкость нефти

μн=2,5мПав€™с=0,102в€™10¯3в€™2,5кг с/м2;

разность плотностей жидкостей Δρ1= 870кг/м3, Δρ2=200кг/м3, Δρ3=1070кг/м3;

скважина совершенная по характеру вскрытия.

Расчеты, произведенные по формулам (2.10), (2.12), (2.13) и (2.19), дают следующие результаты: b=14,84м; z0=20,33m, b1=10,16м; Q=9,87м3/сут.

Следовательно, а=2,34м и у=10,17м. Следует заметить, что полученный расчетный предельный дебит больше действительного предельного, т.к.

формула (2.19) получена из условия «устойчивости» конусов уже при

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

достижении ими вершин интервала перфорации. Строго говоря, устойчивость конусов при таком положении невозможна.

2.3.2 Потенциометрический метод расчета предельных безводных и безгазовых дебитов

Американские исследователи П.Чаней и др. [ 6 ] пользуясь потенциометрическим анализатором, разработали графический метод решения задачи по определению предельных безводных и безгазовых дебитов скважин для фиксированных характеристик пласта и жидкостей (интервал перфорации и его положения, радиус контура питания, проницаемость пласта,

вязкость и плотность жидкостей и газа).

Математические уравнения, составленные для определенной геометрии пласта, были преобразованы для пластовой системы с подобной геометрией.

Графики, полученные таким образом, определяют зависимость предельного дебита как функцию расстояния от верхних дыр перфорации до ГНК - в случае верхнего газа, или до кровли пласта - в случае отсутствия его.

Графики [ 6 ] построены для следующих параметров пласта и жидкостей: R0=305m, гс=0,076м; Кr=1∂=1,02в€™1012м2; μн=1мПав€™с; Δρ1=600кг/м3; Δρ2=300кг/м3,которые соответствуют пяти фиксированным нефтенасыщенным толщинам h: 3,8; 7,6; 15,25; 22,8; 30,5 м. Кривые А, В, С, D, Е и а, Ь, с, d,e соответствуют различным интервалам вскрытия: первые относятся к конусу воды, вторые - к конусу газа.

Получены также решения и для R0=152,5m для различных толщин нефтяного пласта и интервалов вскрытия. При этом установлено, что предельный дебит при радиусе контура питания R0=l 52,5м на 10-15% больше,

чем при Ro=305m.

Построенные графики оказалось возможным использовать для расчета предельных дебитов и при других характеристиках пластовых жидкостей и коллектора, но при прежней геометрии пласта.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Подробный анализ приведенного метода с иллюстрацией расчетов на конкретных примерах изложен также в книге [ 6 ].

Ограниченность метода: не обладает универсальностью, не учитывает анизотропность пласта, трудность отсчета в полулогарифмических координатах, исключающих использование приведенных графических зависимостей в качестве рабочих графиков.

2.3.3 Методика расчета предельных безводных и безгазовых дебитов Курбанова-Садчикова, основанная на теории напорного притока

При решении задачи авторы [ 7-8 ] исходили из основного допущения приближенной теории устойчивых конусов Маскета-Чарного, что отклонение поверхности двух жидкостей в пористой среде от начальной плоской формы не влияет на распределение потенциала скорости фильтрации в нефтяной зоне пласта, рассматривая нестационарное течение жидкостей как последовательную смену стационарных состояний. Область притока при этом условно разделяется на две части путем введения в поток непроницаемой горизонтальной плоскости, проходящей через середину интервала вскрытия пласта. Таким образом, получается два самостоятельных пласта с соответствующими относительными вскрытиями (см.рис.2.6), в которых может быть применен любой из существующих методов расчета предельных дебитов: относительно верхнего газа и подошвенной воды.

Как указывают авторы [ 7-8 ], метод, основанный на таком искусственном разделении потока, может дать удовлетворительные результаты лишь в том случае, если в скважине действительно реализован интервал вскрытия, при котором предельное устойчивое состояние конусов газа и воды наступает одновременно, что на практике при неизменном положении интервала перфорации неосуществимо. Приняв за основу аналитическое решение М.Маскета для напорного притока к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине, авторы разработали графический метод

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

определения интервала вскрытия нефтяного пласта и предельных безводных и безгазовых дебитов.

2.3.4.Уточненная методика расчета предельных безводных и безгазовых дебитов

В основу решения этой задачи положена приближенная теория устойчивых конусов Маскета-Чарного. В отличие от предыдущего метода здесь используется аналитическое решение задачи о притоке к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте, полученное в работах [3,9,10]

для широкого диапазона параметра ρ0, в том числе и для ρ0<1, а условное разделение нефтяного пласта производится по нейтральной линии тока, метод отыскания которой, а также соответствующие расчеты и графические построения приведены в работах [3,9,11,12].

Кратко изложим суть этого метода. В работах А.П.Телкова и Ю.И.Стклянина [3,9] получено точное решение для распределения потенциала

φ(z,r,η) в однородно-анизотропном пласте с непроницаемой кровлей и подошвой, вызванного работой точечного стока интенсивностью q с

координатами z=η и г=0. Принимая скважину за линейный сток с постоянным удельным расходом

q=Q/(b-a),

потенциал несовершенной скважины, вскрывшей пласт в интервале от z=a до z=b (рис.2.7), выразится в виде

Ф – Ф0 = ba q0П †(z,r,η)dη, (2.20)

где Ф0 - потенциал на контуре питания R0.

На рис.2.7 представлена схема притока нефти к скважине, вскрывшей нефтяную оторочку, и показана картина линий тока при двухстороннем

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

устойчивом конусообразовании. Очевидно, в этом случае в разрезе существует горизонтальная линия тока z=d, а плоский круг, описываемый этой линией,

условно можно заменить жесткой непроницаемой перегородкой и считать течение в каждой части пласта самостоятельным и не зависящим от течения в другой области. Таким образом, формально получаем два цилиндрических пласта с непроницаемыми кровлей и подошвой, соответственно толщинами h1=d и h2=h - d (см.рис.2.7). Величина вскрытия для первого (верхнего) пласта

- (d-a), для второго - (b-d). Погонный расход каждой части скважины одинаков.

Оба пласта имеют общий контур питания R0; сверху образуется конус газа,

снизу - конус воды

Рис.2.7.Схема одновременного существования конусов газа и воды в условиях напорного притока к несовершенной скважине

Дифференцируя (2.20) по безразмерной ординате ξ=z/h и приравнивая полученное выражение нулю, находим ординату ξ* нейтральной линии тока.

Вычисленные значения безразмерной ординаты нейтральной линии тока

ξ*=d/h

как функции параметров

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

α=a/h

и

β=b/h

приведены в табл.2.1 и представлены графиками на рис.2.8.

Таблица 2.1 Расчетные значения ординаты нейтральной линии тока ξ*

α

β

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,1

0,15

0,18

0,23

0,27

0,32

0,37

0,33

0,50

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,2

-

0,25

0,29

0,34

0,38

0,44

0,50

0,57

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,3

-

-

0,35

0,40

0,45

0,50

0,55

0,60

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,4

-

-

-

0,45

0,50

0,55

0,62

0,68

 

 

 

 

 

 

 

 

 

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Отыскав таким образом ординату нейтральной линии тока 4*, по известным методикам можно рассчитать предельный безводный (для нижней части пласта) и предельный безгазовый (для верхней части пласта) дебеты, а

затем предельную депрессию. Наименьший дебит из расчетных принимается как предельный безводный и безгазовый дебит скважины.

В соответствии с формулой (2.1) для удельного расхода

q0=Q/hft

по верхней и нижней частям пласта (см.рис.2.7) можно записать следующие соотношения [3,12,13]:

q01= q1(ПЃ01,Р‚1)εh1Δρ1 Р‚1

q02= q2(p02,Р‚2)Оμh2О”p (2.21) Р‚2

где

Ђ1= Оѕ*-О±; Оѕ*

Ђ2=ОІ1--ОѕОѕ**;

h1=d;

h2=h-d

p01 = Оѕp0*;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

p02 = 1p0-Оѕ*;

ξ*= d ε= q2ПЂKr h ОјРЅ

С учетом (2.22) формулы (2.21) принимают следующий вид:

q01= q1(α,β,p0)ξ*2εhΔp1; ξ*-α

q02= q2(О±,ОІ,p0)(1-Оѕ*)2 eh p2. (2.23)

ОІ-Оѕ*

Безразмерные предельные дебеты q01(p1,Ђ1) и q02(p2,Ђ2)

определяются по таблице (см.Прил. 1). Чтобы дебет был одновременно безводным и безгазовым, необходимо выбрать наименьший расход, т.е.

принять q0=min {q01,q02}. Тогда предельный расход нефти через скважину будет

Q = q0(b-a) = q0(β-α)h . (2.24)

Очевидно, этот дебет в общем случае является предельным либо для конуса воды (и меньше предельного для конуса газа), либо для конуса газа (и

меньше предельного для конуса воды).

Выражения в правых частях формул (2.23)

q1=q1(α,β,p0) Оѕ*2 =q(Оѕ*-О±, p0 ). Оѕ*2 , (2.25)

Оѕ-О± Оѕ* Оѕ* Оѕ-О±

q2=q2(α,β,p0)2 = (ОІ1--ОѕОѕ**)2=q(ОІ1--ОѕОѕ**, 1-p0Оѕ*)(ОІ1--ОѕОѕ**)2 (2.26)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

представляют собой соответственно безразмерные предельные безгазовые и безводные плотности расходов. С учетом (2.25) и (2.26) формулы

(2.23) принимают вид

q01 = q1Δp1εh

q02 = q2Δp2εh . (2.27)

Для каждой пары значений а и В и соответствующих им значений ординат нейтральной линии тока (см.табл.2.1) по формулам (2.22) подсчитаны величины относительных вскрытий Ђ1,Ђ2 в зависимости от параметров а и В и значения параметров p01 и р02. Затем, с помощью таблицы (см.Прил.1) для предельных дебитов определялись q1(α,β,p0) и q2(α,β,p0), а затем по формулам

(2.25), (2.26) рассчитывались плотности расходов q1 и q2. Результаты расчетов сведены в таблицу (Прил.З), которая охватывает все практически интересные значения параметров α, β, и р0[86]. В силу симметрии каждая строка таблицы дает одновременно значения безразмерных предельных плотностей расходов q1 и q2 для соответствующих значений α и β, т.е. qI,2(α,β)=q2,1(l-α,l-β). По данным таблицы нетрудно построить сетку кривых зависимостей q1,2=q1,2(p0) для фиксированных значений пары параметров а и В, т.е. для заданного интервала вскрытия (b-а), см.рис.2,7.

При конкретных расчетах предельных безводных и безгазовых дебитов поступают следующим образом. По известным параметрам а, 6 и р0 из таблицы или графиков находят плотности расходов qi и q2, затем по формулам

(2.27) подсчитывают удельные расходы q01 и q02, из которых выбирают наименьшее значение q0=min{q01;q02}, и по формуле (2.24) подсчитывают искомый предельный дебит. Покажем применение метода на конкретных примерах.

Пример 2. Имеется подгазовая нефтяная залежь, подстилающаяся подошвенной водой. Исходные параметры: R0=200m; п=25м; Ар1=870кг/м3;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ар2=200кг/м3 (в пластовых условиях); ц„=2,5мПав€™с; Кг=0,5 1,02в€™1012м2; æ*=12. Требуется определить одновременно безводный и безгазовый дебит при безразмерных параметрах вскрытия: α=0,2; β=0,7 и α=0,2; β=0,5.

1. Определяем значение

p0=R0/æ *h=0,66.

2. Из таблицы (см.Прил.З) находим плотности q1=0,145 и q2=0,290 при

α=0,2 и β=0,7.

3. По формулам (2.27) находим удельные расходы: q01=0,145-870εh=126,15εh;

q02=0,290-200εh=58εh;

4. Так как q02<q01, го выбираем q02. По формуле (2.24) определяем

Q=19,4м3/сут.

5. Из таблицы (см.Прил.З) при α=0,2 и β =0,5 находим плотности q1=0,165 q2=l,0.

6. Удельные расходы составят соответственно: q0l=0,165 -870εh=143,55εh; q02=l,0-200εh=200εh;

7. В этом случае q01<q02.Выбираем q01. Тогда расход в пластовых условиях, подсчитанный по формуле (2.24), составит Q≈29,2м3/сут.

Как видим, в этом случае предельный дебит оказался в 1,5 раза больше предыдущего. Таким образом, наибольший предельный дебит зависит от положения интервала вскрытия.

Пример 3. Исходные параметры принимаются для примера 1, интервал вскрытия, в котором определяемый ординатами b=14,84м и а=2,34м,

соответствует безразмерным ординатам:

β=b/h=14,84/25≈0,60

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

и

α=a/h=2,34/25≈0,l.

1.По таблице (см.Прил.З) для параметров α≈0,1, β ≈0,60 и р0=200/25=8

при æ*=1 определяем плотности q1≈0,02 и q2≈0,19.

2. По формулам (2.27) находим удельные расходы: q01=0,02 -870εh=17,4εh;

q02=0,19-200εh=38εh.

3. Выбираем наименьшую плотность q01. По формуле (2.23) находим предельный дебит Q≈5,9м3/сут. Сравнивая его значение с дебитом

Q=9,87м3/сут, рассчитанным по приближенной методике (см.пример 1),

видим, что последний завышает в данном конкретном примере предельный дебит в 1,66 раза.

4. Для сравнения произведем расчет предельного дебита при тех же исходных данных по методике Курбанова-Садчикова, для чего пересчитаем параметры в обозначениях авторов [8]. Получаем:

γ=Δp1/ p2=870/200= 4,35;

Ђ=hc/h= 12,5/25=0,5;

Ř=R0/æ*h=200/l -25=8.

По графикам [8] находим q≈0,47 и Ђr≈0,095 или hr≈0,095 -25≈2.38м.

Предельный дебит по формуле [ 8 ] составляет

Q = KrО”p2h2q =1,75в€™ 10-4м3/c= 10,15м3/сут.

ОјРЅ

Завышение предельного дебита по сравнению с расчетным,

учитывающим нейтральную линию тока, в данном случае составляет 1,72 раза.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пример 4. Принимаются исходные данные, для которых построены графические зависимости размерного предельного безводного и безгазового дебита, рассчитанные потенциометрическим методом [6,3] и приведенные на рис.8д [3]: R0=1000футов≈305м; h=100 футов≈30,5м; Δp1= 500кг/м3;

р2=300кг/м3; Кг=1д=1мкм2; μн=1мПа -с и æ*=1.

Если принять интервал вскрытия 1=20 футов≈6,1м, то по графику рис.8д [3] точка пересечения кривых В и b дает Qnp=750 баре-лей/сут≈119м3/сут и местоположение интервала перфорации α≈30 футов≈9, 15м (см.рис.2.7).

Следовательно,b=1+а=15,25м или в безразмерном виде α=0,3 и β=0,5.

Параметр p0=R0/æ*h=10. Определим Qпр по уточненному методу. По таблице

(см.Прил.З) находим плотности расходов q1(α,β,p0)= q1(0,3;0,5;10)≈0,18 и q2(α,β,p0)=q(0,3;0,5;10)≈0,45. Затем по формулам (2.27) определяем удельные расходы: q01=0,18в€™600εh=108εh и q02=0,45 •300εh=135εh. Для наименьшего удельного расхода q02 по формуле (2.24) находим

Qпр≈109м3/сут. В данном случае расхождение между двумя методами несущественное и составляет 8,4%.

Пример 5. За исходные примем данные в примере Курбанова-Садчикова

[90]: R0=200m; h=10м; р1=700кг/м3; р2=300кг/м3; μн=2мПав€™с; Кr=0,5 •

1,02 • 10-12 м2; æ*=5; b-а=2м; d=3,9м (см.рис.2.7).

Из условия задачи имеем численные значения параметров α≈0,3; β≈0,5 и

р0=4. По таблице (см.Прил.З) определяем безразмерные плотности расходов: q1≈0,213 и q2≈0,557. Удельные расходы составляют: q01 ≈0,149εh и q02≈0,167εh. Подсчитывая предельный дебит по формуле (2.24) по наименьшему удельному расходу q01, получаем Q≈6,1м3/сут.

По расчетам авторов [7,8] этот дебит равен Q≈4,33м3/сут, т.е.

отклонение составляет порядка 40%. Такое расхождение, очевидно,

объясняется тем, что авторы при решении задачи делают допущение, что нейтральная линия тока проходит через середину интервала вскрытия

(см.рис.2.6 и 2.7) при любом его положении, тогда как уточненная методика определяет положение нейтральной линии тока ξ* в зависимости от

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

положения интервала вскрытия α и β. Заметим, что в своей предпосылке при решении задачи несовершенная скважина считалась линией стоков с постоянным удельным расходом. В действительности на скважине должен быть постоянным потенциал. Физически ясно, что картины линий тока будут отличаться несущественно, а, следовательно, положения горизонтальных линий тока будут близки друг к другу [3].

Метод Курбанова-Садчикова и предлагаемый уточненный метод решения задачи конусообразования имеют следующие преимущества перед потенциометрическим и другими существующими методами: они универсальны, т.е. расчетные зависимости представлены в безразмерном виде и применимы как для однородных, так и для однородно-анизотропных пластов; графические решения даны в широком диапазоне безразмерных параметров вскрытия (α,β) и радиуса контура питания (R0) и охватывают все практически интересные случаи; технически удобны и просты, не требуют сложной вычислительной техники.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Заключение

Большинство нефтяных, газоконденсатнонефтяных, нефтегазовых и газовых залежей, разрабатываемых в настоящее время, подстилаются частично или полностью подошвенными водами или оконтуриваются краевыми водами или имеет место то и другое одновременно. Рациональная разработка указанных месторождений невозможна без знания особенностей и закономерностей продвижения границ раздела газ-вода, нефть-вода и газ-

нефть к несовершенным скважинам. Как показывают промышленные испытания и анализы разработки залежей с верхним газом и подошвенной водой, конусообразование является, в ряде случаев, основной причиной обводнения или загазовывания нефтяных скважин, пробуренных в литологи-

чески однородных пластах. Преждевременное обводнение или загазовыва-ние скважин, незнание закономерностей и причин этого явления ведет к потерям большой доли промышленных запасов нефти и, таким образом, снижению нефтеотдачи пласта, увеличению сроков разработки и в конечном итоге к большим материальным затратам на извлечение нефти из пласта. Отсюда тщательное изучение процессов продвижения подошвенных вод и верхнего газа, сложного явления деформации поверхности раздела фаз в пористой среде

(конусообразования), особенностей и закономерностей обводнения пластов и скважин, совместного притока жидкостей к забою скважины и изучение природных факторов, способствующих увеличению безводного и безгазового периодов эксплуатации и улучшению технологических условий разработки залежей с целью наибольшего извлечения нефти из пласта, одна из основных задач увеличения нефтеотдачи на современном этапе.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Список используемой литературы

1.Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.).-

М.: Гостоптехиздат, 1949.

2.Чарный И.А. Подземная газогидродинамика. -М: Гостоптехиздат, 1963. З.Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа.-М..Недра, 1965..

5.Телков А.П. Некоторые особенности эксплуатации нефтяных залежей с подошвенной водой. -НТО.М: ВНИИОЭНГ, 1972. - 136с.

6.Курбанов A.K., Садчиков П.Б. Расчет положения интервала вскрытия в нефтяном пласте с подошвенной водой и газовой шапкой// Тр.ВНИИ, 1962.-

Вып.37. - С.29-40.

7. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений/Под ред. Ш.К.Гиматудинова. - М: Недра, 1983. 8.Телков А.П., Стклянин Ю.И. Расчет предельных безводных и безгазовых дебитов в подгазовых нефтяных залежах с подошвенной водой// Тр.МИНГиГП,1963. -Вып.42.

9.Стклянин Ю.И., Телков А.П. Расчет предельных безводных дебитов в однородно-анизотропных пластах с осевой симметрией // Изв. АН СССР,

1961-№5.

10.П.Краснова Т.Л. Особенности притока нефти к несовершенным скважинам в нефтегазовых залежах с подошвенной водой// Новые технологии в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Сб.науч.тр. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.

11.Краснова Т.Л. Уточненная методика расчета предельных одновременно безводных и безгазовых дебитов и депрессий// Новые технологии в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Сб.науч.тр. -

Тюмень. ТюмГНГУ, 1997.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

12.Краснова Т.Л, Телков А.П. Обоснование технологических режимов работы несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой//Нефтепромысловое дело - 1997. - № 4-5. - С.2.

13. Телков А.П., Федорцов В.К. Приток к несовершенной скважине и выбор плотности перфорации// Управление гидродинамическими процессами при разведке и эксплуатации месторождений нефти/ Тр.ЗапСибНИГНИ. -

Тюмень, 1986. - С.61-68.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Последнее условие не распространяется на сельскохозяйственные машины и оборудование, взрослый рабочий и продуктивный скот.

Не относятся к основным фондам приборы, средства автоматизации и лабораторное оборудование, приобретенное для центральных заводских лабораторий.

Одна из главных задач промышленности - повышение эффективности и качества общественного производства и значительное увеличение отдачи капитальных вложений и основных фондов, являющихся материальной базой производства и важнейшей составной частью производительных сил страны.

Численный рост и качественное улучшение средств труда на основе непрерывного научно-технического прогресса - это решающая предпосылка неуклонного роста производительности труда.

Основные фонды участвуют в процессе производства длительное время, обслуживают большое число производственных циклов и, постепенно изнашиваясь в производственном процессе, частями переносят свою стоимость на изготовляемую продукцию, сохраняя при этом натуральную форму. Эта особенность основных фондов делает необходимым их максимально эффективное использование.

В условиях быстрого технического прогресса происходит постоянное совершенствование техники, создаются новые, более высокопроизводительные виды механизмов и аппаратов, заменяющих старую технику. Срок использования (срок службы) основных фондов в производственном процессе приобретает все большее значение как с точки зрения технического прогресса, так и с точки зрения более правильного высокоэффективного использования тех капитальных вложений, которые затрачиваются на создание новых основных фондов.

Состав и структура основных фондов нефтяной и газовой промышленности.

В зависимости от участия основных фондов в производственном процессе и их влияния на конечные результаты производства все основные фонды делятся на две групп:

непроизводственные основные фонды; промышленно-производственные основные фонды.

Непроизводственные фонды - это та часть основных фондов, которая находится в распоряжении промышленности (отдельных предприятий), но непосредственного участия в производственном процессе не принимает. К ним относятся находящийся на балансе предприятий жилой фонд, клубы, столовые, детские ясли, поликлиники, стадионы, спортивные базы, т.е. все связанное с культурно-бытовым обслуживанием работников предприятия. Эта часть основных фондов оказывает влияние на ход производственного процесса только косвенно: чем лучше культурно-бытовые условия, тем выше производительность труда рабочих. В дальнейшем будут рассматриваться только промышленно-производственные основные фонды и под понятием основные фонды будет подразумеваться только эта часть производственных фондов.

Промышленно-производственные основные фонды непосредственно участвуют в производственном процессе: либо обслуживают его, либо создают благоприятные условия для нормального его протекания. Участие различных видов основных фондов в производственном процессе неодинаково, также неодинаково их воздействие на ход и результаты производства, отсюда различны сроки их жизни, степень изнашиваемости, размеры ежегодных амортизационных отчислений.

В зависимости от натурально-вещественных признаков и функциональной роли в процессе производства основные фонды промышленных предприятий (производственных

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

единиц), в том числе нефте- и газодобывающих управлений и нефтеперерабатывающих заводов, подразделяются на виды (группы и подгруппы):

1. Здания, т.е. архитектурно-строительные объекты, у которых основными конструктивными частями являются стены и крыша - производственные корпуса и постройки.

Здания цехов, насосных и компрессорных станций, теплоэнергостанций, трансформаторных подстанций, механических мастерских, котельных, деэмульсационных установок, лабораторий, автозаправочных станций, хранилищ, электростанций, пожарных депо, складов, административно-хозяйственных, культурных будок и др.

2. Сооружения, к которым относятся инженерно-строительные объекты, назначением которых является создание условий для осуществления процесса производства путем выполнения тех или иных технических функций, не связанных с изменением предмета труда.

Эксплуатационные и нагнетательные скважины, нефтяные шахты, контрольные скважины, скважины подземных хранилищ, обвязочные трубопроводы и шлейфы скважин, морские эстакады, отдельно стоящие основания, гидротехнические сооружения, резервуары, газгольдеры, бетонные и земляные амбары, нефтеперекачечные скважины (плавучие и береговые), мерники, трубы, мосты, путепроводы, виадуки, водонапорные башни, отдельные дымовые трубы, платформы и хранилища, очистные сооружения и ловушки, каналы, колодцы, сооружения перевалочных баз, железные и шоссейные дороги (земляное полотно и вернее строение).

3. Передаточные устройства, при помощи которых производится передача электрической, тепловой и механической энергии от машиндвигателей к рабочим машинам, а также передача (транспортировка) жидких и газообразных веществ от одного объекта к другому.

Нефтяные, газовые, продуктовые, водяные, паровые и другие трубопроводы, трансмиссии, воздушные линии электропередачи, подземные кабельные, телефонные и телеграфные линии, радиостанции и др.

4. Машины и оборудование

а) силовые машины и оборудование, вырабатывающие энергию или превращающие один вид энергии в другой.

Паровые котлы, генераторы, компрессоры, электродвигатели, двигатели внутреннего сгорания, трансформаторы, погружные электронасосы, распределительные устройства и др.

б) рабочие машины и оборудование, т.е. орудия труда, при помощи которых осуществляется непосредственное воздействие (механическое, химическое, термическое и т.п.) на предмет труда или его перемещение в процессе создания продукта.

Станки-качалки, эксплуатационные вышки и мачты, тракторные подъемники, компрессоры. насосы, технологические установки, металлорежущие и другие станки и т.п.

в) измерительные и регулирующие приборы и устройства, лабораторное оборудование, если они не являются составной частью какого-либо другого объекта и имеют самостоятельное значение.

Измерительные и регулирующие электрические, пневматические, гидравлические и другие устройства, лабораторно-химические приборы, пульты автоматического управления, средства диспетчерского контроля и др.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

г) вычислительная техника - электронные, перфорационные, клавишные и другие вычислительные машины и устройства.

д) прочие машины и оборудование - оборудование АТС, пожарные машины и механические пожарные лестницы и т.п.

5.Транспортные средства, к которым относятся передвижные транспортные средства, предназначенные для перемещения людей или грузов (тепловозы, вагоны, цистерны, автомобили, катера, баржи, автокары, танкеры, тракторы-тягачи, вагонетки и др.), а также магистральные нефтепроводы.

6.Инструмент, к которому относятся орудия ручного труда и прикрепляемые к машинам предметы, служащие для обработки материалов (электродрели, краскопульты, колонковые долота, труборезки, автогенные резаки и т.п.)

7.Производственный инвентарь и принадлежности, т.е. предметы производственного назначения, которые служат для облегчения производственных операций и для охраны труда, а также средства хранения жидких и сыпучих материалов (верстаки, групповые ограждения машин, баки, лари, чаны, кузнечные меха, закрома, кислородные баллоны, железные бочки, светокопировальные рамы и т.п.).

8.Хозяйственный инвентарь, т.е. предметы конторского и хозяйственного назначения (столы, кресла, шкафы, сейфы, пишущие машинки, часы, ковры, портьеры, переносные лестницы и т.п.)

9.Скот рабочий и продуктивный (лошади, волы, коровы, буйволы и другие сельскохозяйственные животные, а также птицы и пчелосемьи).

10.Многолетние насаждения (плодово-ягодные, озеленительные и декоративные).

11.Капитальные затраты на улучшение земель (без затрат на сооружения).

12.Прочие основные фонды.

В отчетности промышленных предприятий последние семь групп отражаются общей суммой ( п.п.6-12).

От каждой из перечисленных групп основных фондов по-разному зависит производственный процесс и его результаты. Наиболее важны из перечисленных групп машины и оборудование, передаточные устройства, а в добыче нефти и газа и сооружения. Их принято называть активной частью основных фондов, так как от их работы непосредственно зависит выпуск целевой продукции.

В активную часть основных фондов включаются:

силовые машины и оборудование - двигатели внутреннего сгорания, дизели, паровые машины, паровые, газовые и гидротурбины, электродвигатели и электрогенераторы и др.;

рабочие машины и оборудование - буровые установки, станки-качалки, реакторы, регенераторы, печи, колонны, холодильники, конденсаторы, теплообменники, турбобуры, электробуры и т.д.;

передаточные устройства - трубопроводы, электро- и теплосети, трансмиссии, телефонные и телеграфные сети, и прочее;

средства автоматического регулирования, контроля и управления. От этой группы основных фондов зависит ритмичность производственного процесса, его режим, сокращение простоев оборудования, а отсюда - конечный результат производственной деятельности. В состав этой группы включается только таких видов оборудование, которое имеет самостоятельное значение. Приборы автоматического регулирования или контроля, входящие составной частью в другую машину или аппарат, учитываются в их стоимости.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По мере развития автоматизации, телеуправления, телеконтроля эта группа занимает все больший удельный вес в составе основных фондов.

В нефтегазодобывающей промышленности в активную часть основных фондов включается часть сооружений. В других отраслях промышленности сооружения не входят в состав активной части - это мосты, эстакады, резервуары, колодцы, плотины, дамбы, каналы, шоссейные дороги, насыпи, тоннели и т.д., т.е. таких видов основные фонды, которые непосредственно в производственном процессе не участвуют. Однако в нефтегазодобывающей промышленности нефтяные и газовые скважины, относящиеся к сооружениям, как раз та часть основных фондов, которая непосредственно дает целевую продукцию: нефть и газ. Поэтому нефтяные и газовые скважины входят в активную часть основных фондов.

При анализе обеспечения основными фондами или их использования активную часть выделяют особо, ибо от ее величины и удельного веса в общем объеме основных фондов зависит производственная мощность предприятия.

Для нефтяной и газовой промышленности характерен высокий удельный вес активной части основных фондов. Так, в добыче нефти и газа он достигает 90%, в бурении - 80%, в трубопроводном транспорте - 94%, в нефтеперерабатывающей промышленности - более

60%.

По сравнению с другими отраслями, в том числе и с отраслями топливной промышленности, эффективность капитальных вложений в нефтяной и газовой промышленности выше, так как подавляющая их доля направляется на создание активной части основных фондов, т.е. тех, которые непосредственно заняты выпуском целевой продукции, и только небольшая их часть идет на приобретение других видов основных фондов. Пример этому показан в таблице 1.

Таблица 1

Ввод в действие основных фондов на предприятии “Нижневолжскнефть”, %

 

 

В том числе

 

 

 

 

Годы

Всего

производ

из общего бурения

строи-

непроиз-

из них

 

 

-

 

 

 

 

 

 

 

ственные

разведоч-

эксплуа-

тельство

водствен-

жилищ-

 

 

объекты

ное

тацион-

 

ные

ное стро-

 

 

 

 

ное

 

объекты

ительств

 

 

 

 

 

 

 

о

1975

100,0

97,0

21,2

28,8

45,0

3,0

2,3

1976

100,0

93,1

18,6

33,3

41,2

6,9

4,9

1977

100,0

96,5

22,0

20,5

54,0

3,5

2,5

1978

100,0

96,3

10,0

27,9

58,4

3,7

2,1

1979

38,2

96,0

15,2

29,0

52,0

4,0

2,9

Из таблицы 1 видно, что значительная часть вложений отводится на производственные объекты, среди которых активная часть основных фондов занимает ведущее место.

Большой удельный вес основных фондов в составе производственных фондов, а также их высокая стоимость требует постоянного тщательного наблюдения за всеми происходящими изменениями в размерах и составе орудий труда.

По использованию основные фонды делятся на действующие, запасные и бездействующие (законсервированные), по принадлежности - на собственные и арендованные.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Действующие - основные фонды, находящиеся в эксплуатации (как в работе, так и в ремонте или в простое).

К запасным основным фондам относятся оборудование и транспортные средство, находящиеся в запасе (в резерве на складе) и предназначенные для замены этих видов основных фондов, выбывающих из эксплуатации.

Бездействующими (законсервированными) считаются основные фонды предприятий или отдельных цехов, временное прекращение эксплуатации которых документально оформлено в установленном порядке.

Собственные - это основные фонды, принадлежащие данному предприятию. Арендованными же называются основные фонды, полученные во временное пользование (аренду) от других предприятий (организаций).

Структура производственных основных фондов отражает особенности отрасли промышленности. Совершенно различен состав средств труда в добывающем объединении и на нефтеперерабатывающем заводе. Для первого характерно отраслевое строение добывающей промышленности с высоким удельным весом вскрышных работ, для второго - химическое производство со значительной стоимостью установок и других видов оборудования.

Таблица 2

Структура основных фондов (%)

Группа

 

Нефте-

Добыча газа

Бурение

Газопровод-

Переработ-

 

 

 

добыча

 

нефтяных

ный

ка нефти

 

 

 

 

 

скважин

транспорт

 

Итого,

 

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

в том числе

 

 

 

 

 

Здания

 

3,8

10,1

10,4

3,2

16,5

Сооружения,

66,5

50,9

8,4

2,9

19,6

в

том

числе

58,4

45,8

-

-

-

скважины

 

 

 

 

 

 

Передаточные

16,0

22,3

1,8

4,1

18,9

устройства

 

 

 

 

 

Машины

и

12,7

15,3

75.5

8,1

42,4

оборудование,

 

 

 

 

 

в том числе:

 

 

 

 

 

силовые

машины

1,8

1,5

6,2

0,5

-

и оборудование

 

 

 

 

 

рабочие машины и

10,2

13,2

68,7

7,4

26,8

оборудование

 

 

 

 

 

измерительные и

0,7

0,4

0,6

0,2

 

регулирующие

 

 

 

 

 

приборы

 

 

 

 

 

 

иустройства

 

 

 

 

 

Транспортные

1,0

1,1

1,8

81,5

2,6

средства

 

 

 

 

 

 

Инструменты,

0,2

0,3

2,1

0,2

 

инвентарь

 

 

 

 

 

 

Для нефтяной и газовой отраслей, как и для угольной характерен высокий удельный вес сооружений: они занимают более двух третей в составе основных фондов нефтедобывающей отрасли. При этом скважины составляют примерно 60-70%, рабочие

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

машины и оборудование 8-12%, передаточные устройства около 16%, здания 3%, силовое оборудование 1-2% и транспортные средства 1%.

Иное положение в буровых и геолого-поисковых организациях. Здесь наиболее значительно представлено производственное оборудование, главным образом установки, используемые при строительстве скважин. Оно поглощает почти половину стоимости основных фондов. Высок также удельный вес зданий (около 25%), транспортных средств (11-12%), силового оборудования (до 10%).

Газовая промышленность включает разнородные отрасли, и это отражает структура их основных фондов. У промыслов приходится на скважины примерно 60%, газосборные сети 3%, прочие сооружения 6%, передаточные устройства 20%, установки промысловой обработки газа и другое производственное оборудование 7%.

В газопроводном транспорте преобладают магистральные газопроводы (примерно 78%), до 5% принадлежат основным передаточным устройствам, компрессорным агрегатам почти 6%, рабочим машинам и механизмам 2%, компрессорным зданиям 3%, сооружениям 3%. В газобензиновом производстве структура основных фондов отличается значительностью производственного оборудования, а также сооружений и передаточных устройств.

На нефтеперерабатывающих заводах наибольший удельный вес имеют технологические установки и другие виды производственного оборудования.

Производственные основные фонды нефтедобывающей, перерабатывающей и газовой промышленности составляют 7% этих фондов страны, а численность их рабочих по промышленной части менее 1%. Такое соотношение объясняется значительностью капитальных вложений, необходимых для развития нефтяной и газовой промышленности, и относительно высоким размером их основных фондов, приходящихся на 1 рубль продукции, отличающими их от других индустриальных отраслей.

Примером структуры предприятия нефтедобывающей промышленности может служить структура предприятия “Нижневолжскнефть” (таблица 3):

Таблица 3

Структура основных фондов (%)

Годы

Здания

Соору-

Переда-

Силовы

Рабочие

Измери-

Транс-

Инстру-

 

 

жения

точные

е

машины

тельные

портные

мент,

 

 

 

устрой-

машины

и обору-

и

регу-

средств

инвен-

 

 

 

ства

и обору-

дование

лирую-

а

тарь и

 

 

 

 

дование

 

щие

 

др.

 

 

 

 

 

 

прибо-

 

 

 

 

 

 

 

 

ры

и

 

 

 

 

 

 

 

 

устрой-

 

 

 

 

 

 

 

 

ства

 

 

1976

2,1

75,4

13,9

0,8

6,1

0,2

 

0,4

0,1

1977

1,9

77,2

12,4

0,8

6,2

0,2

 

1,2

0,1

1978

2,0

76,3

12,2

0,7

7,0

0,2

 

1,2

0,1

1979

1,9

75,1

12,4

0,8

7,8

0,5

 

1,2

0,1

1980

2,1

74,4

12,3

0,9

8,0

1,0

 

1,2

0,1

В настоящее время для оценки основных фондов в промышленности применяются натуральные и стоимостные показатели. Натуральная форма оценки определяется в значительной мере особенностями технологического процесса и составом основных фондов каждой отрасли промышленности. В натуральных показателях, как правило,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

учитывается оборудование только наиболее важных видов. Например, в добыче нефти и газа это эксплуатационный фонд скважин, парк буровых установок; в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности - технологические установки и их оборудование и аппаратура, т.е. оборудование тех видов, которое предназначено непосредственно для выпуска целевой продукции и определяет производственную мощность предприятия.

Поэтому натуральные показатели имеют очень ограниченную сферу применения, так как в них можно оценивать основные фонды одного вида.

Когда же возникает необходимость оценить всю совокупность основных фондов, имеющихся в распоряжении одного предприятия или промышленности в целом, чтобы проследить за их динамикой, пользуются стоимостными показателями. Однако поскольку основные фонды постепенно изнашиваются и их стоимость постепенно переносится на изготовляемую продукцию, они не могут иметь постоянную стоимостную оценку или одну ее форму.

Первоначальная стоимость Сп - это стоимость основных фондов на момент сдачи их в эксплуатацию:

Сп = Цо + Зт + Зм,

где Цо - стоимость (цена) оборудования (или постройки); Зт - транспортные расходы по доставке оборудования от изготовителя к месту установки (включая тариф на перевозки и стоимость погрузочно-разгрузочных работ); Зм - стоимость строительно-монтажных работ на месте эксплуатации.

Первоначальная стоимость остается неизменной пока оборудование функционирует. Эта стоимость должна быть полностью возмещена за время участия основных фондов в производственном процессе за счет амортизационных отчислений.

Остаточная стоимость Со - это разница между первоначальной стоимостью и амортизационными отчислениями (первоначальная стоимость за вычетом износа):

Со = Сп + Зкм - (СпNаTр)/ 100,

где Зкм - затраты на капитальный ремонт и модернизацию основных фондов за весь срок их службы, руб.; Nа - норма амортизации, %; Tр - срок эксплуатации основных фондов, годы.

Стоимость потребленной части основных фондов оценивается амортизационными отчислениями.

Остаточная стоимость показывает, какая часть основных фондов еще осталась недопогашенной, какой частью первоначальных затрат еще обладают основные фонды в данный момент, т.е. какая стоимость еще должна быть перенесена на готовую продукцию. По этой оценке можно судить о степени изношенности оборудования на предприятии. Если она небольшая, то оборудование находится на грани выхода из производственного процесса, на грани полного износа и в ближайшее время должно быть заменено новым. Если оценка по балансовой стоимости по абсолютной величине близка к первоначальной, то это означает, что основные фонды новые и не потребуется их обновление в ближайшие годы. Сопоставляя эти две оценки, можно заблаговременно принимать меры к тому, чтобы своевременно обновить основные фонды. В ходе их использования остаточная стоимость меняется от первоначальной до нуля. К моменту окончания срока жизни оборудования остаточная стоимость будет равна нулю (если не считать стоимость материала, из которого оно изготовлено).

Восстановительная стоимость - это стоимость основных фондов в изменившихся условиях на момент оценки. В ходе совершенствования производства, как правило,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

сокращаются материальные, трудовые и денежные затраты на создание основных фондов, и стоимость их меняется. Т.е. оценка по восстановительной стоимости отражает сумму денежных средств, которую необходимо было бы затратить для приобретения имеющихся в данный момент средств в их первоначальном виде по действующим в этот момент ценам.

Если нужно оценить, во что обойдется то или иное оборудование в современных условиях, то независимо от того, когда оно было приобретено и сколько стоило, его следует оценить по ценам, действующим в настоящее время. Необходимость в такой оценке возникает тогда, когда на предприятиях накапливаются одновременно основные фонды, приобретенные в различное время, особенно если срок службы их исчисляется многими годами. В зависимости от времени приобретения разница в первоначальной стоимости может быть довольно большой.

Это вносит затруднение в учет и начисление амортизации, так как на один и тот же вид оборудования в зависимости от сроков его приобретения установлены разные размеры амортизационных отчислений. В таких случаях проводят переоценку стоимости основных фондов по восстановительной стоимости.

Таким образом, все три формы стоимостной оценки основных фондов используются в промышленности одновременно и служат для различных целей. В момент сдачи основных фондов в эксплуатацию абсолютная величина стоимости будет одинакова при всех формах оценки. С течением времени остаточная стоимость снижается. Восстановительная стоимость меняется в зависимости от технического прогресса и других факторов. Первоначальная же стоимость остается неизменной до полного износа и списания имущества.

Анализ показателей использования основных фондов по предприятию “Нижневолжскнефть”

За основными фондами, участвующими продолжительное время в производственном процессе, требуется систематическое наблюдение, а также необходим анализ степени их использования. При более полном и правильном использовании тех же основных фондов можно получить больший объем продукции.

При анализе использования основных фондов устанавливается состав, структура и движение основных фондов по следующим показателям.

Показатели объема, движения и структуры основных фондов.

Объем отдельных видов основных фондов выражается в натуральных единицах. Например, здание можно измерить по площади ( м2 ) или объему ( м3 ), станки - в штуках, трубы - в метрах и т.д. В натуральных единицах основные фонды выражаются для определения технического состава основных фондов, производственной мощности предприятия, а также для установления заданий и путей улучшения использования производственных мощностей.

Общий объем разнообразных средств труда может быть выражен только в стоимостном денежном выражении. Полная первоначальная или восстановительная стоимость основных фондов устанавливается по документам бухгалтерского учета по состоянию на определенную дату.

Наряду с моментными показателями для начисления сумм амортизации и вычисления ряда производных показателей в статистике определяют среднюю стоимость основных фондов за календарный период, обычно за год.

Среднегодовая стоимость основных фондов может быть исчислена по формуле хронологической средней из данных на начало месяца. Более точный показатель будет получен по формуле средней арифметической, взвешенной числом дней пребывания

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

основных фондов на предприятии, т.к. она учитывает неравномерность изменения основных фондов во времени.

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов Сф определяется как частное от деления на 12 суммы, полученной путем сложения половины стоимости основных производственных фондов, действующих на 1 января двух смежных лет ( Сфt и Сфt+1 ), а также суммы балансовой стоимости этих фондов на каждое 1-е число остальных месяцев данного года:

i=n

Сф = ( (Сфt + Сфt+1) : 2 + Сфi ) : 12

i=1

Объем основных фондов предприятий в течение времени их работы изменяется. Прежде всего он систематически увеличивается за счет ввода в действие новых производственных сооружений, станков, машин и другого оборудования, а также вследствие их реконструкции и модернизации.

Представление об изменении основных фондов в течение года можно получить из приведенного в годовом отчете ( форма №11 ) их баланса по полной стоимости. Например, имеются следующие данные о движении основных промышленно-производственных фондов предприятия “Нижневолжскнефть” за отчетный (1975) год (таблица 4).

Таблица 4

Наличие и движение основных фондов предприятия “Нижневолжскнефть”, млн.руб.

Наличие на 1.01

Поступило

в

Выбыло

в

Наличие на 1.01

Наличие на 1.01

 

отчетном году

отчетном году

 

следующего

 

 

 

 

 

 

 

года

 

отчетного года

Всего

Из

них

Всего

Из них

следующего

за

вычетом

 

 

введен

 

ликви-

года

износа

 

 

 

о

 

 

дирова

 

 

 

 

 

 

 

 

-но

 

 

 

344,8

32,6

27,2

16,8

7,3

360,6

201,5

 

На основании приведенного баланса можно сделать выводы о движении основных фондов и их изменении в целом, а также о влиянии на это изменение их поступления и выбытия.

На основании имеющихся данных определяются коэффициенты динамики, обновления и выбытия.

Коэффициент динамики основных фондов Кдин, определяемый как отношение стоимости основных фондов на конец периода Сф к их стоимости на начало периода Сн.

Кдин = ( 360,6 / 344,8 ) * 100 = 104,6%

Коэффициент обновления основных фондов Кобн, равный отношению стоимости вновь введенных основных фондов Сн за определенный период к общей их стоимости на конце периода Сф.

Кобн = ( 27,2 / 360,6 ) * 100 = 7,5%

Коэффициент выбытия основных фондов Квыб, равный отношению стоимости выбывших за определенный период основных фондов Свыб к общей их стоимости на начало периода Сн.

Квыб = ( 16,8 / 344,8 ) * 100 = 4,8%

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициенты обновления и выбытия показывает каков удельный вес соответственно вновь приобретенного и ликвидированного оборудования в общей сумме основных фондов.

Из приведенных расчетов видно, что стоимость основных фондов возросла за отчетный год на 4,6%. На предприятии “Нижневолжскнефть” производится постепенное обновление основных фондов, причем скорость обновления в 1,5 раза выше, чем выбытия.

Показатели состояния и использования основных фондов

Основным фактором, измеряющим состояние основных фондов, является их износ. Различают физический и моральный износ основных фондов.

Физический износ основных фондов - это постепенная в процессе производства утрата или первоначальной потребительской стоимости, ввиду чего они приходят в негодность. Степень физического износа отдельных объектов основных фондов устанавливается двумя способами.

1. Сравнение фактических и нормативных сроков службы объектов средств труда или объемов выполняемых ими работ (продукции). При использовании этого способа исходят из положения, что физический износ происходит пропорционально сроку службы объекта или производственному объему работ (продукции). Тогда износ отдельного объекта основных фондов (%) можно вычислить по формулам:

И= ( Тф / Тн ) * ( 100 - Л ),

И= ( Оф / Он ) * ( 100 - Л ),

где Тф и Тн - фактический и нормативный сроки службы, соответственно; Оф и Он - объем работ (продукции), произведенный соответственно за фактический и нормативный сроки службы; Л - остаточная стоимость основных фондов в момент ликвидации объекта в

%к полной восстановительной стоимости.

2.Экспертная оценка технического состояния объектов основных фондов. Моральный износ основных фондов обусловлен созданием новых более производительных и совершенных средств труда. Он характеризует обесценивание физически еще пригодных к употреблению средств под влиянием технического прогресса. Различают два вида морального износа:

-вследствие удешевления воспроизводства действующих основных фондов в современных условиях,

-вследствие изобретения и внедрения в производство новых, более совершенных орудий труда.

Величину морального износа Им можно определить по формуле Им = Со - ( Спс/(WсAс) - Cпн/(WнAн) )*TнWн

где Спс и Cпн - первоначальная стоимость соответственно старых и новых средств труда, руб.; Wс и Wн - годовая производительность соответственно старых и новых средств труда в натуральном исчислении; Aс и Aн - амортизационный период старых и новых средств труда, годы; Tн - недоиспользованный срок службы старого оборудования, годы.

Обобщенную характеристику состояния основных фондов можно получить по данным статистической отчетности при помощи коэффициентов износа и годности. При определении этих коэффициентов предполагается, что списываемая ежегодно сумма амортизационных отчислений представляет собой меру физического и отчасти морального износа за год, а стоимость капитальных ремонтов выражает размер сокращения этого износа, то есть восстановление утраченных потребительских свойств основных фондов. Стоимость износа основных фондов получают как сумму амортизационных отчислений со

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

всех функционирующих основных фондов за все время пребывания на предприятии за вычетом стоимости всех произведенных капитальных ремонтов этих фондов. Начисление сумм износа производят по нормам амортизационных отчислений. Коэффициент износа определяется как отношение суммы износа основных фондов к их полной стоимости на конец периода, коэффициент годности - как отношение остаточной стоимости к полной стоимости основных фондов.

В статистической отчетности (форма №11) приводятся данные о полной и остаточной стоимости основных фондов в оценке, по которой они значатся на балансе основной деятельности предприятия. По этим данным сумму износа основных фондов в целом определяют как разность между полной и остаточной стоимостью.

По данным таблицы 4 сумма износа составляет 159,1 млн.руб., а коэффициент износа на конец года

Ки = ( 159,1 / 360,6 ) * 100 = 44,1%.

Коэффициент износа характеризует долю той части стоимости основных фондов, которая перенесена на продукт.

Коэффициент годности в нашем примере может быть определен как разность 100% и коэффициента износа:

Кг = 100,0 - 44,1 = 55,9%.

Рассмотренные показатели вследствие принятой методологии расчета содержат элемент условности, заключающийся в том, что они отражают нормативный, а не фактический износ основных фондов. Другая особенность этих показателей состоит в том, что они характеризуют состояние основных фондов на определенную дату, а не за тот или иной период времени.

К наиболее важным показателям использования основных фондов относится фондоотдача Ф, определяемая делением валовой продукции в средневзвешенных ценах Qв на среднегодовую стоимость основных фондов Сф:

Ф = Qв / Сф

Фондоотдача показывает, какое количество продукции приходится на единицу основных фондов. Величина фондоотдачи отражает рост выпуска продукции, улучшение ее качества, изменение стоимости основных фондов и характеризует эффективность применения основных фондов в производстве продукции.

Фондоотдачу принято определять и на 1 руб. стоимости производственных фондов ( основных и оборотных ). Это полная фондоотдача ( Фп ). Она определяется отношением объема выпущенной продукции Qв за определенный период к среднегодовой стоимости производственных основных Сф и оборотных Соб фондов:

Фп = Qв / ( Сф + Соб )

При определении фондоотдачи стоимость скважин принимается остаточная, а прочих основных фондов - первоначальная. В качестве объема продукции может быть взята валовая, товарная или реализованная продукция.

Для оценки степени использования основных фондов могут применяться натуральные показатели. Но они дают возможность оценить использование только основных фондов оборудования. Например, к натуральным показателям использования эксплуатационного фонда нефтяных и газовых скважин относится объем добычи нефти или газа за сутки, месяц, год, приходящийся на одну скважину.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для отдельной технологической установки этот показатель может определяться делением суммы целевой продукции в натуральном выражении на среднегодовую стоимость основных фондов.

Проходка на одну буровую установку в месяц ( год ) - натуральный показатель степени использования этого вида оборудования, но не всей совокупности основных фондов, относящихся к производственному процессу.

Для оценки степени использования всех основных фондов применяется только стоимостной показатель - фондоотдача.

Вследствие существования различных способов оценки продукции можно вычислить несколько видов уровня фондоотдачи, каждый из которых имеет самостоятельное значение и отображает с какой-то стороны эффективность использования основных производственных фондов. Наиболее полную оценку эффективности основных фондов можно получить с помощью уровня фондоотдачи, определяемого как соотношение величины валовой продукции в действующих или фиксированных ценах на единицу полной первоначальной или восстановительной стоимости основных промышленнопроизводственных фондов:

Ф = Qв / Сф

Валовая продукция включает помимо той части стоимости продукции, которая непосредственно создана на предприятии, еще ту ее часть, которая возмещает потребленные средства труда. Даже небольшое изменение соотношения вновь созданной и перенесенной стоимости исказит представление о динамике объема производства. Объем результата промышленно-производственной деятельности предприятия, подготовленного в данном периоде к отпуску за пределы основной деятельности, характеризуется показателем товарной продукции. Уровень фондоотдачи, рассчитанный по товарной продукции, показывает, сколько продукции может быть отпущено на сторону с каждой тысячи рублей промышленно-производственных фондов:

Ф = Т / Сф, где Т - объем товарной продукции.

Показателем продукции, который непосредственно и пропорционально связан с объемом производства и выражает реальный вклад предприятия в развитие экономики отрасли, считается вновь созданная стоимость, то есть чистая продукция.

Фондоотдача по чистой продукции рассчитывается по формуле: Ф = Ч / Сф, где Ч - объем чистой продукции.

Наряду с фондоотдачей вычисляют обратную ее величину - фондоемкость. Фондоемкость продукции характеризует количество основных фондов, обеспечивающих выпуск единицы продукции.

Фондоемкость определяется делением стоимости основных фондов на стоимость валовой продукции, произведенной с помощью этих фондов:

Фе = Сф / Qв = 1 / Ф,

т.е. фондоемкость - величина, обратная фондоотдаче.

Фондовооруженность Фв характеризует степень технической оснащенности труда. Определяется она делением стоимости основных фондов Сф на среднесписочную численность рабочих в наибольшую смену Чсм:

Фв = Сф / Чсм

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Помимо фондовооруженности следует определять машиновооруженность, которая отражает степень оснащенности труда машинами и оборудованием Фм:

Фм = Саф / Чсм,

где Саф - стоимость активной части основных фондов, руб.

Расчет основных показателей использования основных фондов по предприятию “Нижневолжскнефть” в период с 1975 по 1980 гг.

Исходные данные для расчета показателей использования основных фондов по предприятию “Нижневолжскнефть” приведены в таблице 5:

Таблица 5

Показатели по предприятию “Нижневолжскнефть”

Годы

Добыча

Цена 1

т

Объем

Среднеспи

Среднегод

Стоимость

 

нефти,

нефти,

 

валовой

-сочная

о-вая стои-

активной

 

тыс.т Qч

руб.Рн

 

продукции,

чис-

мость

части

 

 

 

 

млн.руб.

ленность

основ-ных

основ-ных

 

 

 

 

Qв = Qчн

ра-

фондов,

фондов,

 

 

 

 

 

ботников

млн.руб.Сф

млн.руб.Са

 

 

 

 

 

ППП,

 

ф

 

 

 

 

 

чел.Чсм

 

 

1975

6807

162,27

 

1104,6

2557

345,4

270,5

1976

6039

157,88

 

953,5

2890

369,7

311,3

1977

5325

159,06

 

846,9

2928

415,6

356,7

1978

5020

158,53

 

795,8

3130

446,1

382,6

1979

4254

155,47

 

661,4

3044

449,9

401,1

1980

3819

159,10

 

607,6

3118

490,8

422,2

Ф = Qв / Cф

Ф1975 = 1104,6 / 345,4 = 3,2; Ф1976 = 953,5 / 369,7 = 2,6; Ф1977 = 846,9 / 415,6 = 2,0; Ф1978 = 795,8 / 446,1 = 1,8; Ф1979 = 661,4 / 449,9 = 1,5; Ф1980 = 607,6 / 490,8 = 1,2.

Фе = Сф / Qв

Фе 1975 = 345,4 / 1104,6 = 0,3; Фе 1976 = 369,7 / 953,5 = 0,4; Фе 1977 = 415,6 / 846,9 = 0,5; Фе 1978 = 446,1 / 795,8 = 0,55; Фе 1979 = 449,9 / 661,4 = 0,66; Фе 1980 = 490,8 / 607,6 = 0,8.

Фв = Сф / Чсм

Фв 1975 = 345400 / 2667 = 129,5 тыс.руб/чел.;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фв 1976 = 369700 / 2890 = 127,9 тыс.руб/чел.; Фв 1977 = 415600 / 2928 = 141,9 тыс.руб/чел.; Фв 1978 = 446100 / 3130 = 142,5 тыс.руб/чел.; Фв 1979 = 449900 / 3044 = 147,8 тыс.руб/чел.; Фв 1980 = 490800 / 3118 = 157,4 тыс.руб/чел.

Фм = Саф / Чсм

Фм 1975 = 270500 / 2667 = 101,4 тыс.руб/чел.; Фм 1976 = 311300 / 2890 = 107,7 тыс.руб/чел.; Фм 1977 = 356700 / 2928 = 121,8 тыс.руб/чел.; Фм 1978 = 382600 / 3130 = 122,2 тыс.руб/чел.; Фм 1979 = 401100 / 3044 = 131,7 тыс.руб/чел.; Фм 1980 = 422200 / 3118 = 135,4 тыс.руб/чел.

Результаты расчета сведены в таблицу 5.1. Таблица 5.1

Динамика основных показателей использования основных фондов на предприятии “Нижневолжскнефть”

Годы

Фондоотдача,

Фондоемкость,

Фондовооружен

Машиновоору-

 

руб/рубФ

руб/рубФе

-ность

 

женность труда,

 

 

 

труда,тыс.руб

 

тыс.руб на 1

 

 

 

на

1

работникаФм

 

 

 

работникаФв

 

 

1975

3,2

0,3

129,5

 

101,4

1976

2,6

0,4

127,9

 

107,7

1977

2,0

0,5

141,9

 

121,8

1978

1,8

0,55

142,5

 

122,2

1979

1,5

0,66

147,8

 

131,7

1980

1,2

0,8

157,4

 

135,4

В период с 1975 по 1980 год фондоотдача на предприятии “Нижневолжскнефть” постоянно падала ( фондоемкость, соответственно, росла, как величина обратная ), фондовооруженность труда и машиновооруженность росли. Это может быть свидетельством недостаточной эффективности использования основных фондов, которая явилась причиной снижения объема валовой продукции.

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность относится к числу фондоемких производств, причем по мере технического прогресса фондоемкость ее повышается. Именно с этим можно связать снижение темпов роста фондоотдачи ( о развитии научно-технического прогресса свидетельствует и увеличение в структуре предприятия удельного веса измерительных и регулирующих приборов и устройств - за пять лет их доля выросла в 5 раз (таблица 3), - началась “электронизация” производства ).

Вообще, снижение фондоотдачи в отдельные годы вызывалось следующими объективными причинами:

вводом большого числа фондоемких производств;

повышением доли переработки нефтей худшего качества ( высокосернистых, с более низким содержанием светлых нефтепродуктов и др. );

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

направлением значительного количества средств на реконструкцию общезаводского хозяйства ( энергетического, очистных сооружений и т.п. ).

К важнейшим натуральным показателям, характеризующим основные фонды, относится производственная мощность, которая определяется максимально возможным годовым выпуском продукции при условии полного использования оборудования, применения передовой технологии и организации производства.

Показатели использования производственной мощности.

Для оценки использования производственной мощности применяются три показателя:

1. Коэффициент экстенсивного использования оборудования характеризует эффективность его использования во времени. Он представляет собой соотношение времени работы оборудования Тр ко всему календарному времени Ткал, т.е. показывает удельный вес времени производительной работы оборудования

Кэ = Тр / Ткал

Числовое значение коэффициента экстенсивного использования оборудования должно приближаться к единице. Для предприятия “Нижневолжскнефть” он составляет

0,88.

В бурении коэффициент экстенсивного использования бурового оборудования следует определять по этапам сооружения скважин и в целом по циклу.

На стадии строительно-монтажных работ, бурения и испытания скважин коэффициент экстенсивного использования оборудования определяется делением производительного времени соответственно по каждому этапу ( Тпр м, Тпр б, Тпр и ) на календарное ( Ткал м, Ткал б, Ткал и ) в станко-месяцах:

а) на стадии строительно-монтажных работ

Кэ м = Тпр м / Ткал м ;

б) на стадии бурения

Кэ б = Тпр б / Ткал б ;

в) на стадии испытания скважин

Кэ и = Тпр и / Ткал и .

Коэффициент экстенсивного использования бурового оборудования по циклу сооружения скважин:

К = (Тпр м + Тпр б + Тпр и ) / ( Ткал м + Ткал б + Ткал и ) = Тпр ц / Ткал ц

Если при испытании скважин используются специальные установки, расчеты экстенсивного использования буровой установки и для испытания скважин проводятся раздельно.

Для оценки использования нефтяных и газовых скважин во времени применяют два показателя

Коэффициент использования скважин Ки с , представляющий собой отношение суммарного времени работы ( эксплуатации ) всех скважин Сэ ( в скв.-мес.) к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин Сч э ( тоже в скв.-мес. )

Ки с = Сэ / Сч э

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициент эксплуатации скважин Кэ с показывает отношение суммарного времени работы скважин Сэ ( в скв.-мес. ) к суммарному календарному времени действующего фонда скважин Сч д ( тоже в скв.-мес. )

Кэ с = Сэ / Сч д

Станко-месяц в бурении и скважино-месяц в добыче нефти и газа - это условная единица измерения времени работы и простоев соответственно буровых установок и скважин, равная 720 станко-часам или скважино-часам ( или 30 станко-дням или скважинодням ).

Улучшение использования основных фондов во времени - экстенсивный путь - предполагает достижение большего времени работы основных фондов за смену, сутки, месяц, год. Это достигается, во-первых, сокращением простоев оборудования в течение смены и получением за счет этого большего объема продукции; во-вторых, увеличением работы оборудования за счет увеличения сменности его работы. Наиболее эффективна непрерывная работа основных фондов в течение трех смен.

Степень загрузки оборудования во времени определяется коэффициентом сменности Ксм, показывающим загрузку оборудования в течение суток. Коэффициент сменности принято подсчитывать по формуле

Ксм = ( Т1 + Т2 + Т3 ) / Тmax ,

где Т1 , Т2 , Т3 - загрузка оборудования в каждой смене; Тmax - максимальная загрузка оборудования в смене.

Вуказанной зависимости максимальная загрузка оборудования в смене не регламентирована и она может оказаться меньше ее продолжительности.

Всвязи с этим зависимость Ксм = ( Т1 + Т2 + Т3 ) / Тmax несколько видоизменена:

Ксм = Nt / tс1 ,

где N - число единиц оборудования, t - время работы единицы оборудования, ч.

То есть коэффициент сменности равен отношению суммы отработанных станко-часовNt к наибольшему числу станко-часов tс1 , которые могут быть отработаны при односменной работе.

Однако, при непрерывной в течение трех смен (круглосуточной) работе оборудование изнашивается интенсивнее, сокращается срок его жизни, при этом ухудшаются и условия его обслуживания. При работе оборудования в одну или две смены имеется возможность проводить профилактические осмотры и текущие ремонты, тем самым, поддерживать его в работоспособном состоянии и продлить срок его жизни.

Вто же время повышение коэффициента сменности означает, что за определенный календарный отрезок времени объем продукции увеличится. Кроме того, поскольку общее время использования оборудования в производственном процессе сокращается, можно внедрять оборудование более совершенных видов, т.е. открываются большие возможности для технического прогресса, что особенно важно для тех видов основных фондов, которые подвержены моральному износу.

Вгруппу дополнительных показателей экстенсивной загрузки оборудования входят: 1) коэффициент использования сменного режима предприятия

Кр = Ксм / r,

где r - установленный на данном предприятии режим работы; 2) коэффициент равномерности использования оборудования

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

i=m

Кр о = Уi / ( Уmax *m ) ,

i=1

где Уi - уровень использования планового фонда времени работы оборудования в i- той учетной единице времени ( квартал, месяц ); Уmax - наибольший достигнутый уровень использования планового фонда времени работы оборудования; m - общее количество принятых в расчете учетных единиц времени в изучаемом периоде.

2. Коэффициент интенсивного использования оборудования Ки = Qф / Qп ,

где Qф - фактическая производительность оборудования в единицу рабочего времени; Qп - возможная производительность ( максимально возможная или проектная ).

Этот показатель дает представление о фактическом съеме продукции при данном оборудовании в зависимости от его потенциальных возможностей.

Специфика производственных процессов в нефтегазодобывающей промышленности и значительная зависимость их результатов от природных факторов затрудняет определение этого показателя.

Так, буровые установки не имеют установленной номинальной мощности. Они классифицируются по грузоподъемности, хотя этот показатель не отражает их основного производственного назначения. Подсчитать среднегодовую мощность буровых установок сложно, так как их производительность определяется многосложными природными факторами ( глубина бурения, крепость и буримость горных пород и т.д. ). Поэтому с некоторой долей допущения степень интенсивного использования буровых установок можно оценивать отношением фактического объема проходки к максимально возможному при достигнутой на аналогичных скважинах средней технической скорости бурения. При этом будет определено фактическое использование бурового оборудования в сравнении с возможными результатами при условии его только производительного использования. Следовательно, коэффициент интенсивного использования бурового оборудования определится следующим образом:

Ки б = vк / vт ,

где vк - коммерческая скорость бурения; vт - техническая скорость бурения.

Интенсивность использования скважин характеризуют их дебиты. По мере истощения месторождений с постепенным падением пластовых давлений дебиты скважин снижаются.

При условии совершенствования режимов работы оборудования или его модернизации коэффициент интенсивного использования может быть и больше 1.

3. Суммарную эффективность использования основных фондов - экстенсивного и интенсивного - принято оценивать интегральным коэффициентом

Кi = Кэ * Ки

Пути улучшения использования основных фондов

Главные пути улучшения использования основных производственных фондов в нефтяной и газовой промышленности следующие:

1. Экстенсивный путь. Резервы увеличения времени работы оборудования во всех отраслях промышленности достаточно большие. Например, в бурении оборудование занято непосредственно в процессе разрушения горной породы, т.е. в основном производственном процессе лишь 14-15% всего календарного времени строительства скважины. Остальное

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

время оборудование занято работами других видов, либо вообще не находится в производственном процессе. Около 50-60% времени оборудование в хозяйстве вообще не работает, поскольку находится в процессе монтажа, демонтажа, перебазирования, ремонта, консервации, резерва, ожидания ремонта и т.д. Поэтому удельный вес времени участия его в проходке скважин еще меньше.

Кроме того, только около 60-70% календарного времени работы бурового оборудования приходится на долю производительного времени, а остальное тратится непроизводительно: на ликвидацию аварий и осложнений, организационные простои из-за несогласованности в работе отдельных звеньев производства, проведение ремонтных работ. Улучшение использования баланса рабочего времени даст возможность при том же парке установок получить значительно больший объем проходки.

Один из резервов улучшения экстенсивного использования оборудования - увеличение межремонтного периода его работы.

Вдобыче нефти и газа увеличение времени работы скважин может быть достигнуто, во-первых, ускоренным вводом в эксплуатацию бездействующих скважин; во-вторых, ликвидацией аварий и простоев по действующему фонду скважин; в-третьих, ускорением ремонтных работ, особенно текущего подземного ремонта. При этом большое значение имеет автоматизация добычи нефти и газа и механизация ремонтных работ.

Внефтеперерабатывающей промышленности простои ( в % от календарного времени ) технологических установок в среднем составляют в: первичной перегонке - 8,5; термическом крекинге - 20; каталитическом крекинге - 17,3; гидроочистке - 21,8 и т.д. Большая часть простоев связана с ремонтом технологических установок и неизбежна, но случаются простои и по организационным причинам: отсутствие сырья, емкостей, электроэнергии и т.д. Анализ причин аварий показал, что чаще всего они происходят вследствие нарушений технологического режима, правил эксплуатации или из-за брака оборудования, поставляемого заводом-изготовителем.

Значительное увеличение времени работы установок может быть достигнуто в результате удлинения межремонтного периода. Наиболее часто технологические установки останавливают на ремонт вследствие коррозии аппаратуры и трубопроводов под влиянием содержащихся в сырье солей и сернистых соединений или из-за образования кокса в трубчатых печах и других аппаратах Простои, вызванные этими причинами, связаны с недостаточно качественной подготовкой сырья, недоброкачественными ремонтами, низким качеством материала и покрытий, несоблюдением технологического режима, отсутствием некоторых средств автоматизации.

Следовательно, улучшая степень подготовки сырья, поставляя его строго в соответствии с межцеховыми нормами, улучшая качество ремонтов и материалов, можно добиться удлинения межремонтных периодов.

Увеличение продолжительности работы установок может быть достигнуто также за счет сокращения простоев их на планово-предупредительных ремонтах. Длительность простоев установок во время ремонта зависит от межремонтного пробега, организации и механизации ремонтных работ. Несмотря на то, что большинство заводов выдерживает нормативные сроки ремонтов, последние могут быть сокращены путем применения сетевых графиков ремонта, дальнейшей централизации, повышения уровня механизации работ, улучшения кооперации труда ( создание комплексных ремонтных бригад вместо специализированных ), совершенствования системы оплаты труда, тщательного соблюдения правил эксплуатации, технологического режима, ревизий и ремонтов технологического оборудования.

2. Интенсивный путь. Он ведет к получению на том же оборудовании большего объема продукции в единицу времени за счет более полного использования его мощностей.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Примером интенсивного использования основных фондов может служить работа бурового оборудования на форсированных режимах, поскольку за тот же отрезок времени достигается больший объем проходки. Интенсивный путь улучшения использования основных фондов более эффективен, чем экстенсивный, так как для максимального использования мощности оборудования необходимо его модернизировать, постоянно совершенствовать и разрабатывать новые, более производительные конструкции.

Более интенсивное использование бурового оборудования достигается применением прогрессивной буровой техники и технологии, комплексным использованием технических средств, соответствующих геологическим требованиям.

Вдобыче нефти и газа увеличение производительности скважин достигается применением новых методов воздействия на пласт и призабойную зону, совершенствованием способов эксплуатации и оборудования для добычи нефти и газа, поддержанием оптимальных технологических режимов разработки месторождений, одновременной эксплуатацией двух и более пластов одной скважиной, сокращением потерь нефти и газа в процессе добычи и транспортировки.

Внефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности это связано с увеличением суточной производительности установок. Опыт работы показывает, что увеличение суточной производительности установок достигается ежегодно в результате улучшения технологического режима, улучшения качества сырья и ритмичности его поставок, совершенствования схем автоматизации и др. Однако, анализ работы

технологических установок показал недостаточную стабильность этого процесса. Коэффициент вариации суточной производительности многих установок колеблется от 8

до 15%.

Такое положение может возникнуть при нарушении ритмичности поставки сырья, отклонении его качества от норм, нарушение внутризаводской пропорциональности в мощностях технологических установок, связанных последовательно технологической схемой. Ликвидация этих недостатков может обеспечить использование оборудования.

Большое значение для улучшения интенсивного использования технологических установок имеет правильное определение возможностей оборудования.

3. Техническое перевооружение и реконструкция предприятий и отдельных технологических установок. Техническое перевооружение действующих предприятий направлено на повышение технического уровня отдельных участков производства и технологических установок. Оно означает внедрение новой техники и технологии, механизацию и автоматизацию производственных процессов, модернизацию и замену устаревшего, физически изношенного оборудования новым, более производительным. Реконструкция - это частичное переоснащение производства и замена морально устаревшего и физически изношенного оборудования. Основным результатом технического перевооружения и реконструкции является повышение технического уровня производства как в основном, так и во вспомогательном производствах. Повышение технического уровня производства способствует повышению качества продукции в общей выработке, увеличению выхода целевой продукции, повышению фондоотдачи и производительности труда, снижению затрат на производство.

Так, в результате реконструкции установок каталитического крекинга было обеспечено увеличение выхода целевой продукции на 20%, снижение себестоимости продукции на 16%.

Практика работы предприятий показывает, что в процессе эксплуатации технологических установок обнаруживаются узкие места: часть оборудования имеет меньшую мощность, чем все остальные, аналогичные диспропорции возникают между основным и подсобно-вспомогательным производством.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Техническое перевооружение и реконструкция позволяют устранить возникающие иногда диспропорции в мощности отдельных видов оборудования или основного и подсобно-вспомогательного производства.

Техническое перевооружение и реконструкция были основными направлениями развития отрасли ( 80% созданных фондов введено на действующих предприятиях ). Это позволило существенно улучшить структуру производства, обеспечив опережающий рост выпуска продукции ( высокооктановых бензинов, смазочных масел с присадками и др. ). В конечном итоге сокращена материалоемкость продукции на 2,6%, а производительность труда увеличилась на 18,4%.

4.Повышение отбора целевой продукции от сырья. Нефтепереработка и нефтехимия относятся к числу комплексных производства. Производственная мощность технологических установок определяется, как правило, объемом переработанного сырья. Однако, назначение технологических установок - производство целевой продукции. Последнее зависит от количества и степени использования сырья. Поэтому повышение отбора целевой продукции от потенциального содержания обеспечит прирост продукции на тех же производственных мощностях и, следовательно, повысится фондоотдача.

5.Укрупнение мощностей, комбинирование технологических процессов, централизация ремонтных работ, а также централизация других объектов подсобновспомогательного хозяйства - все это может быть обеспечено при проектировании новых заводов и технологических установок.

В настоящее время в основном строятся мощные высокопроизводительные установки головных процессов - ЭЛОУ и АВТ. Внедрение мощных вторичных процессов осуществляется медленнее, поэтому создаются дополнительные диспропорции между отдельными процессами, сдерживается их эффективное использование.

6. Сокращение сроков строительства и освоения проектных мощностей технологических установок. Современные нефтеперерабатывающие и нефтехимические предприятия характеризуются большой мощностью, сложной ( и постоянно усложняющейся ) технологической схемой переработки, поэтому сроки их строительства продолжительны, установки вводятся последовательно, очередями. Вместе с тем, общезаводское хозяйство рассчитывается и сооружается не только для обслуживания первоочередного пускового комплекса, но и всех последующих.

Растянутые сроки ввода в действие установок могут привести к омертвению больших капитальных вложений и к снижению показателей использования основных фондов.

Удлинение сроков строительства отдельных технологических установок и медленное освоение проектных мощностей могут привести к недопоставке продукции, к диспропорциям как внутри, так и в смежных отраслях.

7. Ликвидация излишнего оборудования м сверхлимитных запасов резервного оборудования. Раньше это было связано с платностью фондов, теперь же можно объяснить эту меру законом убывающей отдачи, то есть ситуацией, когда последовательные равные приросты основных фондов добавляются к уже имеющимся в наличии сверх какого-то определенного уровня их использования, а прирост объема продукции сокращается.

Выводы и предложения.

Абсолютная величина и динамика роста основных производственных фондов характеризует экономический потенциал страны.

Улучшение использования огромного национального богатства, заключенного в основных производственных фондах, имеет первостепенное значение, поскольку отражается на эффективности производства.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

С улучшением использования основных производственных фондов обеспечивается:

-увеличение объема производства без дополнительных капитальных вложений;

-ускоренное обновление средств труда, что сокращает возможность морального износа оборудования и способствует техническому прогрессу в отрасли;

-снижение себестоимости продукции за счет амортизационных отчислений в расчете на единицу продукции.

На основе этих заключений можно сделать вывод о необходимости улучшения использования основных фондов на предприятии “Нижневолжскнефть”. Возможно следовать любому из перечисленных выше путей, то есть, например, ускорить ввод в

эксплуатацию бездействующих скважин, максимально ликвидировать аварии и простои по действующему фонду скважин, ускорить ремонтные работы, искать и применять новые методы воздействия на пласт и призабойную зону, совершенствовать способы эксплуатации и оборудования для добычи нефти и газа, сокращать потери нефти и газа в процессе добычи и транспортировки и т.д. Падение фондоотдачи в период с 1975 по 1980 гг. свидетельствует о нерациональном и неэффективном использовании имеющихся в наличии и вновь вводимых основных фондов. Возможен пересмотр структуры основных фондов предприятия и распределения капиталовложений. Уменьшение показателя фондоотдачи должно являться предметом изучения его причин, так как с падением фондоотдачи неразрывно связан рост затрат на производство и, следовательно, уменьшение прибыли предприятия.

В нефтедобывающей промышленности России накоплен огромный потенциал основных фондов, рост которых осуществляется достаточно большими темпами. Большая доля основных фондов приходится на активную их часть: сооружения, машины и т.п., что позволяет сосредоточивать большой объем средств на основных фондах, непосредственно влияющих на выпуск целевой продукции. Относительно высокие коэффициенты обновления свидетельствуют о быстрой, динамичной замене устаревшего оборудования новым, модернизированным. Существенным недостатком нефтедобывающих предприятий является относительно низкий показатель фондоотдачи, характеризующий степень эффективности производства и использования основных фондов. Меры по улучшению использования основных фондов и поднятию эффективности должны занимать высокое место среди задач современной экономики России.

Список литературы

1.Ф.И.Алдашкин, Л.Г.Алиева Бухгалтерский учет в нефтяной и газовой промышленности. - М:“Недра”, 1990.

2.Г.И.Бакланов и др. Статистика промышленности. М:”Финансы и статистика”, 1982.

3.И.М. Бройде Финансы нефтяной и газовой промышленности. - М:“Недра”, 1990.

4.Ф.Ф.Дунаев, В.И.Егоров, Н.Н.Победоносцева, Е.С.Сыромятников Экономика нефтяной и газовой промышленности. М:”Недра”, 1983.

5.В.И.Егоров, Л.Г.Злотникова Экономика нефтегазовой и нефтехимической промышленности. - М:”Химия”, 1982.

6.В.П.Калинина, Т.В.Диденко Средства производства и технический прогресс на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М:МИНГ, 1987.

7.Кэмбелл Р. Макконнелл, Стенли Л. Брю Экономикс. - М:”Республика”, 1995.

8.Статистика промышленности. ( В.Е.Адамов и др. ). М:”Финансы и статистика”,

1987.

9.И.И.Тальмина Финансовые рычаги повышения фондоотдачи. - М:”Финансы”, 1988.