38 / Модернизация НПЗ «Газпром нефти»

60 / Время роста

Лахта Центр как символ нового Петербурга

68 / «Кубок Газпром нефти»: крупнейший детский

хоккейный турнир Европы

Май 2017

№4/141

№4

/141 МА

Й 2

017С

ИБ

ИР

СК

АЯ

НЕФ

ТЬ

22

32

38

16 ТЕНДЕНЦИИ

4 «РОССИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ ОТРАСЛЬ ВСТУПИЛА В НОВЫЙ ПЕРИОД РАЗВИТИЯ»

Авторская колонка председателя правления «Газпром нефти»

Александра Дюкова

ДОБЫЧА

8 ЛИНИЯ ДОБЫЧИ

Крупные проекты и перспективные активы «Газпром нефти»

БЕЗОПАСНОСТЬ

16 В ОСНОВЕ — БЕЗОПАСНОСТЬ

Система обеспечения безопасности на морской ледостойкой

платформе «Приразломная»

ТЕХНОЛОГИИ

22 ВТОРОЕ ДЫХАНИЕ

Технологии разработки зрелых активов

СТРАТЕГИЯ

28 «ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ЛИДЕРСТВО — ГЛАВНЫЙ ФАКТОР РАЗВИТИЯ»

Интервью первого заместителя генерального директора

«Газпром нефти» Вадима Яковлева

АКТИВЫ

32 НАУКА В ЦЕНТРЕ

НТЦ интегрирует науку и производство в нефтедобыче

ПЕРЕРАБОТКА

38 ЧИСТЫЙ ЭФФЕКТ

Экологическая программа нефтеперерабатывающих заводов

«Газпром нефти»

1

68

ЭФФЕКТИВНОСТЬ

44 ПЛАТФОРМА ЭФФЕКТИВНОСТИ Центр управления эффективностью оптимизирует работу

предприятий блока логистики, переработки и сбыта

49 «МЫ НАЧИНАЕМ МАСШТАБНУЮ ЦИФРОВУЮ ТРАНСФОРМАЦИЮ»

Интервью заместителя генерального директора по логистике,

переработке и сбыту Анатолия Чернера

50 «НАША ЗАДАЧА — ПРОДАТЬ МАКСИМАЛЬНЫЙ ОБЪЕМ С МИНИМАЛЬНЫМИ ИЗДЕРЖКАМИ»

Интервью руководителя дирекции региональных продаж

«Газпром нефти» Александра Крылова

РЫНКИ

54 ИННОВАЦИИ НА РЫНОК

Высокие технологии в сбытовых направлениях «Газпром нефти»

ИНФРАСТРУКТУРА

60 ЦЕНТР ПРИТЯЖЕНИЯ

Лахта Центр как новый символ Петербурга

РОДНЫЕ ГОРОДА

68 ВСЕ ПО-ВЗРОСЛОМУ

В Сочи и Омске прошел международный хоккейный турнир

детских команд КХЛ «Кубок Газпром нефти»

Электронную версию журнала читайте на сайте WWW.GAZPROM-NEFT.RU

Учредитель Пао «Газпром нефть»190000, с.-Петербург, ул. Галерная, д. 5, лит. а+7 (812) 363–31–52www.gazprom-neft.ru

Координатор проектаБлок корпоративных коммуникаций Пао «Газпром нефть»

Главный редакторсофия ЗоринаРедактор александр алексеевРедакционная коллегияекатерина стенякина, Дмитрий лобач, олег Бракоренко, виктория виатрис, юлия Дубровина

Адрес редакции 190000, с.-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3–5+ 7 (812) 363–31–52

Журнал создан при участииCustom Publishing ооо «Москоутаймс» 127018, Москва, ул. Полковая, д. 3, стр. 1+ 7 (495) 232–32–00gopublishing.ru

наталья стулова, алина рябошапка, Дарья Гашек, татьяна князева, екатерина Мигаль, вера Шабаршина, виталий Шебанов

Отпечатано в типографииооо «Доминико». тираж 10 000 экз.Москва, ул. Плеханова, д. 7

Мнение редакции не всегда совпадает с мнением авторов. Присланные материалы не рецензируются и не возвращаются

все права на оригинальные материалы, опубликованные в номере, принадлежат журналу «сибирская нефть». Перепечатка без разрешения редакции запрещена

При использовании материалов ссылка на журнал «сибирская нефть» обязательна.редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов

журнал распространяется в Москве, санкт- Петербурге, ноябрьске, стрежевом, Муравленко, омске, Ханты-Мансийске, томске, тюмени, екатеринбурге, красноярске, новом уренгое, кемерове, ульяновске, северодвинске, Мурманске, Брянске, рязани, новосибирске, Ярославле, салехарде, иркутске, нижнем новгороде, челябинске, оренбурге, Мегионе, краснодаре, Белграде, таллине, Минске, Дубае, Бишкеке, вене

журнал распространяется бесплатно

журнал зарегистрирован в Министерстве рФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций

свидетельство о регистрацииПи №Фс77-56460 от 24.12.2013

«Сибирская нефть» №4/141 (май 2017)

2

№4/141 мАй 2017

Содержание

4

№4/141 МАЙ 2017

Тенденции

Российская нефтегазовая отрасль вступила в но-

вый период своего развития. Возможно, на пер-

вый взгляд это не выглядит глобальным проры-

вом, как во времена освоения западносибирских

месторождений, однако современные процессы

не менее значимы и масштабны.

Во второй половине ХХ века нефтяная про-

мышленность выступала драйвером развития

экономики страны. Однако к началу нового ты-

сячелетия стало очевидно, что технологический

и геологический потенциал, который отрасль

наработала в советский период, фактически ис-

черпан, развития не добиться без применения

новых методов работы и роста эффективности

производства.

Ответом на ухудшение качества запасов ста-

ла интеграция передовых технологических ре-

шений, уже оцененных мировым рынком и до-

казавших свою эффективность. Это принесло

необходимый результат. Сегодня более полови-

ны скважин, которые строит компания, — вы-

сокотехнологичные: горизонтальные и много-

ствольные. Современные компоновки и схемы

«РОССИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ ОТРАСЛЬ ВСТУПИЛА В НОВЫЙ ПЕРИОД РАЗВИТИЯ»АВТОРСКАЯ КОЛОНКА ПРЕДСЕДАТЕЛЯ ПРАВЛЕНИЯ «ГАЗПРОМ НЕФТИ» АЛЕКСАНДРА ДЮКОВА

5

6

Тенденции№4/141 МАЙ 2017

проведения многостадийного гидроразрыва

пласта, которые использует «Газпром нефть»,

повышают рентабельность добычи на место-

рождениях со сложной геологической структу-

рой. Внедрение современных технологий развед-

ки, бурения, повышения нефтеотдачи позволило

приступить к освоению гигантских месторожде-

ний в новых регионах, ждавших своего часа не-

сколько десятков лет. Новопортовское, Восточно-

Мессояхское, Приразломное месторождения

«Газпром нефти» — яркие примеры, демонстри-

рующие этот процесс.

Этот опыт позволяет поставить знак равен-

ства между понятиями «технологичность» и «эф-

фективность», определяет выбор — инновацион-

ное развитие. А значит, поиск ответов на новые

вызовы перемещает нас в пространство, которое

создается новой промышленной революцией.

Интернет вещей, аналитика больших данных,

искусственный интеллект, дополненная и вир-

туальная реальность — все эти направления

Индустрии 4.0, очевидно, определяют и буду-

щее нефтегазовой отрасли. Уже сегодня на осно-

ве данных геологоразведки, обработанных супер-

компьютерами, строятся подробные 3D-модели

залежей, формируются планы разработки, про-

водится сверхточное бурение, подбираются

геолого-технические мероприятия и оценивает-

ся их эффективность. С помощью информации,

поступающей с многочисленных датчиков, раз-

мещенных в нефтяных скважинах, на установ-

ках нефтеперерабатывающих заводов, ведется

непрерывный мониторинг эффективности про-

изводственных процессов, оценивается техниче-

ское состояние оборудования. Объединение НПЗ

и сбытовой сети цифровыми системами управ-

ления позволяет формировать оптимальную

производственную программу, гибко реагируя

на спрос. И это только начало создания нефтя-

ной Индустрии 4.0, которая сохранит роль драй-

вера развития российской экономики уже в но-

вых условиях.

При этом мы не ограничиваемся поиском

подходящих решений из существующего набора.

Компания уже сегодня находится на передовых

позициях нефтяного инжиниринга, а этап тех-

нологической интеграции научил нас правильно

оценивать вызовы и формировать запрос на но-

вые технологии.

Нефтяная Индустрия 4.0 нуждается в специ-

ализированном программном обеспечении, эф-

фективных способах хранения и передачи дан-

ных, новых средствах автоматизации. При этом

изменившиеся отраслевые условия требуют раз-

работки инновационного оборудования, нестан-

дартных транспортно-логистических решений,

применения абсолютно новых материалов.

Для решения этих задач отечественные не-

фтяные компании выстраивают R&D-процессы,

создают эффективные цепочки поставщиков

и подрядчиков, внедряют новые модели рабо-

ты с персоналом. Появление новых идей, техни-

ческих решений, применение которых потен-

циально может стать основой технологических

прорывов, определяет нашу роль инициаторов

и спонсоров инновационного поиска, создаю-

щих долговременный платежеспособный спрос

на технологии и инновации для отечественной

науки и промышленности.

7

ФО

ТО: П

АВ

ЕЛ

МА

РК

ЕЛ

ОВ

, МА

КС

ИМ

АВ

ДЕ

ЕВ

, STO

YAN

VA

SS

EV,

АЛ

ЕК

СА

НД

Р Т

АРА

Н, С

ЕР

ГЕЙ

МИ

ТЯЕ

В

1983

МЕССОЯХАОткрытие Западно-Мессояхского месторождения

1990

Открытие Восточно-Мессояхского месторождения

Запустив два крупнейших проекта — Мессоя-ху и Новый Порт, — «Газпром нефть» создала прочную основу для развития на севере ЯНАО и роста добычи в ближайшие годы. Однако сегодня в фокусе внимания компании оказыва-ются и новые регионы и направления. Это и проекты в малоизученной Восточной Сиби-ри, геологоразведочные и опытно-промышлен-ные работы на которых идут уже не один год, и новые активы в традиционных регио-нах присутствия. Что касается более отда-ленной перспективы, основой развития « Газпром нефти» должны стать шельфовые проекты, а также освоение баженовской сви-ты и ачимовских залежей Текст: Александр Алексеев

ДРАЙВЕРЫ ДОБЫЧИ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ АКТИВЫ «ГАЗПРОМ НЕФТИ»

ЛИНИЯ ДОБЫЧИ

8

№4/141 мАй 2017

Добыча

1983

МЕССОЯХАОткрытие Западно-Мессояхского месторождения

1990

Открытие Восточно-Мессояхского месторождения

СЕВЕРНАЯ НЕФТЬ

В 2016 году «Газпром нефть» ввела в эксплуатацию

первую очередь Восточно-Мессояхского нефтега-

зоконденсатного месторождения. Сегодня это са-

мое северное континентальное месторождение

России, введенное в разработку. Лицензия на раз-

ведку и освоение актива принадлежит «Мессояха-

нефтегазу» — совместному предприятию «Газпром

нефти» (осуществляет операционное управление

проектом) и «Роснефти».

Хотя Мессояхская группа месторождений

была открыта еще в 1980-х годах, ее разработ-

ка долгое время откладывалась из-за отсутствия

в регионе транспортной инфраструктуры. Ак-

тивная подготовка к освоению актива началась

после решения о строительстве нефтепровода

Заполярье-Пурпе, связывающего северные место-

рождения Тюменской области с нефтепроводной

системой Восточная Сибирь — Тихий океан.

Восточно-Мессояхское месторождение отли-

чается непростым геологическим строением:

мощные газовые шапки, расчлененные, гидро-

динамически не связанные залежи, коллекторы

с изменчивыми свойствами — все эти особенно-

сти вызвали немало сложностей при создании

геологической модели и концепта разработки

актива. Первые разведочные скважины и вовсе

оказались сухими. Изменение представлений

о геологии месторождения заставляло на ходу

пересматривать планы бурения и обустройства

инфраструктуры.

Для «Газпром нефти» Мессояха — один из са-

мых высокотехнологичных активов, разработка

которого без применения инноваций была бы не-

возможна. Добыча здесь ведется только из гори-

зонтальных скважин с длиной горизонтальных

участков около 1 км. Чтобы повысить нефтеот-

дачу и охватить как можно больше нефтеносных

пропластков, здесь бурят «фишбоны» — горизон-

тальные скважины с несколькими боковыми

ответвлениями.

Нефть Мессояхи вязкая и холодная, однако

первоначальные опасения о возможных связан-

ных с этим сложностях не оправдались. Несмо-

тря на то что температура окружающей среды

Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское месторождения расположены на Гыданском полуострове, в Тазовском районе Ямало- Ненецкого автономного округа, в 340 км к северу от Нового Уренгоя

473 000 000

70%85 000 000 000

тонн нефти и газового конденсата и 188 млрд кубометров газа состав-ляют извлекаемые геологические запасы Мессояхской группы месторождений

рублей составили инвестиции в проект Мессояха в 2010–2016 гг. Всего же до 2040 года в разработку месторождений планируется инвестиро-вать 256 млрд рублей

запасов нефти Мессояхи — тяже-лая, высоковязкая, смолистая, с низким содержанием светлых фракций

9

2016

Пробурены 4 многоствольные скважины «фишбон» (от англ. fishbone — рыбий скелет). Стартовый дебит скважин оказался примерно на 40% выше, чем у обычных горизонтальных скважин, пробуренных на тех же участках пласта. Максимальная длина скважины «фишбон» с четырьмя ответвлениями составила 3544 метра, больше половины из которых — длина боковых стволов

2020

Выход проекта Мессояха на пиковую добычу

1964

НОВЫЙ ПОРТОткрытие Новопортовского месторождения

2012

Строительство первой эксплуатационной скважи-ны

2014

Начало морского вывоза нефти

2016

Запуск терминала «Ворота Арктики»

этого на месторождение потребовалось доста-

вить около 50 тыс. тонн свай. Забивка свайных

полей заняла почти полтора года.

Отдельной непростой задачей стала органи-

зация доставки всех необходимых материалов

и оборудования по территории, где нет стацио-

нарных дорог. Основой логистики стали зимние

дороги, время действия которых в связи с гло-

бальным потеплением становится все короче.

Зимой же их работа то и дело прерывается ме-

телями, которых в этих широтах бывает нема-

ло. Между тем грузопоток был впечатляющим.

Если в 2014 году на месторождение доставили

32 тыс. тонн грузов, то в 2015-м — 176 тыс. тонн,

а в 2016-м — уже 215 тыс. тонн.

При проектировании и строительстве напор-

ного нефтепровода были учтены не только суро-

вые климатические условия и сложный рельеф

со множеством рек и ручьев, но и расположение

священных для коренных жителей мест и оле-

ньих пастбищ. На путях миграции оленьих стад

были организованы специальные наземные пе-

реходы. А при пересечении рек, чтобы не нане-

сти вреда экосистеме арктических водоемов, тру-

бу прокладывали под их руслами методом на-

клонно-направленного бурения.

По планам к 2018 году добыча нефти на Вос-

точно-Мессояхском месторождении должна до-

стигнуть примерно 4 млн тонн в год. Выход

к 2020 году на пиковую добычу в 6,5 млн тонн

в год потребует строитель-

ства второй очереди инфра-

структуры. Она сможет об-

служивать и  Западно- Мессо-

яхское месторождение,

разработка которого запла-

нирована на более

поздний срок.

в регионе зимой опускается до –50–60 °C, в основ-

ном здесь используются стандартные технологии

подготовки и транспортировки нефти. Дополни-

тельный обогрев потребовался лишь на некото-

рых участках внутрипромысловых трубопрово-

дов малого диаметра. Что же касается 98-киломе-

трового напорного нефтепровода, соединяющего

месторождение с транспортной системой «Транс-

нефти», в нем требуемая температура поддержи-

вается лишь благодаря теплоизоляции.

Однако заполярная тундра — край вечной

мерзлоты, и это требует особых подходов при

строительстве инфраструктуры: чтобы избежать

растепления вечномерзлых грунтов, все объекты

подняты над поверхностью земли на сваях. Для

НЕФТЕГАЗОВЫЙ КЛАСТЕР НА ЯМАЛЕПомимо Мессояхи и Нового Порта к развивающейся нефтегазо-вой провинции на севере ЯНАО относятся еще несколько новых активов «Газпром нефти». Это Каменномысский нефтегазовый участок (сухопутная часть) с запасами 34,4 млрд кубометров газа, аукцион по которому «Газпром нефть» выиграла в 2016 году, а также Тазовское (72 млн тонн нефти, 4,6 млн тонн конденсата, 183,3 млрд куб. м свободного газа) и Северо-Самбургское (90,5 млн тонн нефти) месторождения, лицензии на которые компания получила в 2017 году. В статусе оператора разработки в первом квартале 2017 года «Газпром нефть» переиспытала две скважины на Тазовском место-рождении и начала подготовку к кустовому бурению. На Северо- Самбургском участке расконсервированы и переиспытаны две нефтяные скважины, проведены сейсмические исследования 3D, пилотное бурение намечено на зимний сезон 2017–2018 годов. Разработка этих месторождений позволит более эффективно использовать созданную в регионе инфраструктуру.

справка

10

№4/141 мАй 2017

Добыча

2016

Пробурены 4 многоствольные скважины «фишбон» (от англ. fishbone — рыбий скелет). Стартовый дебит скважин оказался примерно на 40% выше, чем у обычных горизонтальных скважин, пробуренных на тех же участках пласта. Максимальная длина скважины «фишбон» с четырьмя ответвлениями составила 3544 метра, больше половины из которых — длина боковых стволов

2020

Выход проекта Мессояха на пиковую добычу

1964

НОВЫЙ ПОРТОткрытие Новопортовского месторождения

2012

Строительство первой эксплуатационной скважи-ны

2014

Начало морского вывоза нефти

2016

Запуск терминала «Ворота Арктики»

КУРС НА НОВЫй ПОРТ

Еще один стратегический проект «Газпром неф-

ти» на Ямале — освоение Новопортовского ме-

сторождения. В 2016 году, после ввода в эксплу-

атацию ледового нефтеналивного терминала

«Ворота Арктики», компания приступила к кру-

глогодичной отгрузке нефти Нового Порта.

Новопортовское — первое месторождение

углеводородов, открытое на полуострове Ямал.

Наличие здесь значительных запасов нефти

и газа было доказано еще в 1964 году, но отсут-

ствие транспортной инфраструктуры долгое

время оставалось непреодолимым фактором.

К 1987 году на месторождении было пробурено

117 разведочных скважин, однако в активную

фазу проект освоения актива вступил лишь по-

сле 2010 года, когда «Газпром» принял решение

о его передаче «Газпром нефти». Сегодня операто-

ром проекта выступает «Газпромнефть-Ямал».

До 2014 года на месторождении проводились

геологоразведка и опытно-промышленные рабо-

ты. Затем началось бурение эксплуатационных

скважин. К настоящему времени объем инвести-

ций в развитие Новопортовского месторожде-

ния составил 186 млрд рублей, ожидаемые нало-

говые поступления за время реализации проекта

превысят 1,5 трлн рублей.

Новопортовская свита включает несколько

пластов, наиболее продуктивный из которых —

пласт НП-4. Именно из него сегодня идет основная

добыча. В 2017 году началась разработка нового

нефтяного пласта — НП-8. Это второй по продук-

тивности пласт месторождения, который в бли-

жайшие три года обеспечит около 25% добычи,

а за весь период эксплуатации даст более 10% всей

нефти Нового Порта. Всего до конца 2017 года

на пласт НП-8 планируется пробурить 14, а до кон-

ца 2019-го — 50 нефтяных скважин.

Долгое время главным вызовом при разра-

ботке Нового Порта оставалась сложность транс-

портировки добываемого сырья. В итоге опти-

мальным решением была признана морская от-

грузка нефти через мыс Каменный. В 2011 году

опытная проводка атомного ледокола из порта

Сабетта до мыса Каменного подтвердила возмож-

ность вывоза нефти морским путем и в зимний

период. А первый танкер с ямальской нефтью

Новопортовское месторождение расположено за Полярным кругом в юго-восточной части полуострова Ямал, в 250 км к северу от На-дыма и в 30 км от побережья Обской губы

250 000 000

186 000 000 000

тонн нефти и 320 млрд кубометров газа (с учетом палеозойских отложе-ний) составляют извлекаемые запасы Новопортовского месторождения

рублей «Газпром нефть» инвестировала в развитие Новопортовского месторождения

Novy Port — сорт нефти, добываемый на Ново-портовском месторождении. Относится к ка-тегории легких, по низкому содержанию серы (около 0,1%) превосходит не только российскую смесь Urals, но и европейский сорт Brent

11

2017

Проведен 20-стадийный гидроразрыв пласта по прогрессивной технологии, предполагающей использование многоразовых сдвижных муфт. Такая конструкция позволяет открывать и закрывать отдельные порты ГРП, чтобы предотвратить приток воды или газа в скважину или провести повторный гидроразрыв

2016

ОГМОткрытие Западно-Чатылькин-ского месторождения в Ноябрьском регионе

2018

Строительство 12 эксплуатаци-онных скважин на месторожде-нии, первая нефть

2025

Выход Отдаленной группы месторождений на пиковый уровень добычи

отправился по Северному морскому пути к евро-

пейским потребителям летом 2014 года.

С 2016 года отгрузка нефти на танкеры осу-

ществляется с нефтеналивного терминала «Воро-

та Арктики», установленного в акватории Обской

губы в 3,5 км от берега. Это уникальное техниче-

ское сооружение, рассчитанное на работу в экс-

тремальных условиях. Терминал оснащен двух-

уровневой системой противоаварийной защиты

и отвечает самым жестким требованиям в обла-

сти промышленной безопасности и охраны окру-

жающей среды. Технология «нулевого сброса» ис-

ключает попадание любых посторонних веществ

в Обскую губу. Подводный трубопровод защищен

дополнительной бетонной оболочкой.

Полномасштабную разработку Новопортов-

ского месторождения сдерживали не только

сложности с вывозом нефти, но и несовершен-

ство технологий добычи. Низкопроницаемые

коллекторы, расчлененность залежей, мощная

газовая шапка требовали строительства гори-

зонтальных и многоствольных скважин, прове-

дения многостадийных гидроразрывов пласта.

В 2016 году на Новопортовском месторождении

была пробурена скважина с длиной горизон-

тального участка ствола 2000 метров — рекорд-

ный показатель для компании. А в 2017 году здесь

успешно провели 20-стадийный гидроразрыв пла-

ста по прогрессивной «бесшаровой» технологии.

Особенность Новопортовского месторожде-

ния — серьезный газовый фактор. Часть добыва-

емого здесь попутного газа (ПНГ) предполагается

закачивать обратно в газовую шапку для поддер-

жания пластового давления и увеличения нефте-

отдачи. Для этого на месторождении строится

крупнейшая в России установка по закачке ПНГ

в пласт, которая начнет работу летом 2017 года.

В это же время будет принято решение о целе-

сообразности строительства газопровода по дну

Обской губы, который позволит монетизировать

часть добываемого на Новопортовском место-

рождении газа.

Сейчас на месторождении эксплуатируется

85 скважин дебитом от 50 до 1100 тонн нефти

в сутки, в том числе в 2017 году было заверше-

но строительство 19 скважин суммарным де-

битом 5163 тонны нефти в сутки. К маю этого

года накопленная добыча на активе достигла

5 млн тонн. А в целом за 2017 год планируется

добыть не менее 6 млн тонн нефти.

БАЖЕНОВСКАЯ ПЕРСПЕКТИВАОсвоение нефти баженовской свиты входит в разряд стратеги-ческих задач «Газпром нефти». Это геологическая формация, располагающаяся на глубине 2–3 тыс. м на территории Запад-ной Сибири и содержащая огромные нефтяные ресурсы: от 100 до 170 млрд тонн. Однако извлечь их чрезвычайно трудно, ведь породы баженовской свиты имеют очень низкую проницаемость. В «Газпром нефти» первый проект целенаправленного изучения этой формации для оценки потенциала ее вовлечения в разра-ботку был запущен в 2013 году на Пальяновской площади Крас-ноленинского месторождения. В рамках проекта разработан ком-плекс технологий, уже позволивший достичь больших успехов: две горизонтальные скважины, пробуренные в 2016 году, дали заметный приток нефти, подтвердив правильность выдвину-тых гипотез. В мае 2017 года Министерство энергетики РФ присвоило проекту «Газпром нефти» по изучению баженовской свиты статус нацио-нального. Отработка и совершенствование подхода продолжатся на базе центра, который создается на территории Ханты-Мансий-ского автономного округа совместно с администрацией ХМАО-Югры. В случае успешной реализации проекта уровень добычи «Газпром нефти» из залежей баженовской свиты в 2025 году может составить около 2,5 млн тонн в год.

справка

12

№4/141 мАй 2017

Добыча

2017

Проведен 20-стадийный гидроразрыв пласта по прогрессивной технологии, предполагающей использование многоразовых сдвижных муфт. Такая конструкция позволяет открывать и закрывать отдельные порты ГРП, чтобы предотвратить приток воды или газа в скважину или провести повторный гидроразрыв

2016

ОГМОткрытие Западно-Чатылькин-ского месторождения в Ноябрьском регионе

2018

Строительство 12 эксплуатаци-онных скважин на месторожде-нии, первая нефть

2025

Выход Отдаленной группы месторождений на пиковый уровень добычи

НОВОЕ РАЗВИТИЕ НА СТАРЫХ АКТИВАХ

Ноябрьск — старейший регион присутствия

«Газпром нефти». Большинство разрабатываемых

здесь месторождений находится на поздних ста-

диях добычи. Однако открытие 2016 года дела-

ет регион новой перспективной точкой развития

для группы компаний в целом, а для «Газпром-

нефть-Ноябрьскнефтегаза» обеспечивает ста-

бильный рост добычи вплоть до 2025 года.

До недавнего времени Отдаленная группа ме-

сторождений (ОГМ) включала пять месторожде-

ний: Холмистое, Чатылькинское, Воргенское,

Южно-Удмуртское и Равнинное. Их подтверж-

денные извлекаемые запасы составляли около

16 млн тонн нефти. Три из пяти (Холмистое, Ча-

тылькинское и Воргенское) находились в эксплу-

атации, еще два были слишком малы для того,

чтобы добыча на них могла стать рентабельной.

В 2016 году на Западно-Чатылькинском ли-

цензионном участке, где в течение двух лет ве-

лись сейсморазведочные работы в 3D, были об-

наружены ранее неизвестные залежи нефти.

По предварительным оценкам, извлекаемые за-

пасы всех залежей Западно-Чатылькинского ме-

сторождения и смежных с ним территорий мо-

гут составить от 40 до 70 млн тонн. При этом об-

щие объемы запасов ОГМ вырастут в 4–5 раз.

Открытие существенно изменило ситуацию

на всем активе: синергетический эффект от соз-

дания общей инфраструктуры позволит ввести

в разработку прежде нерентабельные запасы.

В результате пиковая до-

быча проекта ОГМ может

составить здесь около

3 млн тонн нефти в год.

Большим преимуществом

станет и скорость ввода

более 40 000 000тонн составят извлекаемые запасы Отдаленной группы месторождений

более 500 000 000тонн нефти — извлекаемые запасы Куюмбинского и Юрубчено- Тохомского месторождений

10 800 000тонн в год составит добыча на месторождениях проектах Куюмба к 2029 году

этих запасов: первая нефть на вновь откры-

том месторождении начнет добываться уже

в 2018 году, а в 2023 году оно выйдет на этап

промышленной эксплуатации.

ПРОДВИЖЕНИЕ НА ВОСТОК

В перспективном портфеле «Газпром нефти» про-

ект разработки Куюмбинской группы месторож-

дений в Эвенкийском районе Красноярского

края — один из крупнейших. Лицензии принад-

лежат компании «Славнефть-Красноярскнефте-

газ» — совместному предприятию с равными до-

лями «Газпром нефти» и «Роснефти». Наиболее

крупные месторождения проекта — Куюмбин-

ское и Юрубчено-Тохомское.

Куюмбинское месторождение было откры-

то в 1973 году, однако долгое время оставалось

законсервированным: в регионе отсутство-

вала инфраструктура, которая обеспечивала

бы транспортировку нефти потребителям. Си-

туация изменилась после запуска трубопровод-

ной системы Восточная Сибирь — Тихий оке-

ан (ВСТО) и принятия решения о строительстве

13

1973

Открытие Куюмбинского месторождения

2018

Ввод Куюмбинского месторож-дения в промышленную эксплуатацию

2013

Ввод Приразломного место-рождения в промышленную эксплуатацию

2017

Бурение первой разведочной скважины на Аяшском лицензионном участке

2014

Проведены полномасштабные электроразведочные работы на Тымпучиканском и Вакунайском блоках Чонского проекта, ставшие самыми крупными из прово-дившихся не только в Восточной Сибири, но и в мире

2017

Начало добычи нефти на Куюмбинском месторождении (программа «Ранняя нефть»)

2021

Ввод Чонского проекта в эксплуатацию

2014

Бурение четвертой разведочной скважи-ны на Долгинском месторождении

ЧОНАШЕЛЬФ

КУЮМБА

210 000 000тонн нефти и 270 млрд кубометров газа — начальные извлекаемые запасы Чонского проекта «Газпром нефти»

«Транснефтью» ветки Куюмба — Тайшет протя-

женностью почти 700 км.

С 2010 года на Куюмбинском месторождении

активно ведутся работы по развитию производ-

ственной инфраструктуры и подготовке запасов

к промышленной разработке. Пока принято ре-

шение о разработке двух зон, где ранее проводи-

лись опытно-промышленные работы. Планируе-

мый уровень добычи — 1,6 млн тонн нефти в год,

однако в случае успеха геологических работ он мо-

жет быть увеличен. В начале 2017 года нефте-

провод Куюмба — Тайшет был введен в эксплуа-

тацию, а на Куюмбинском месторождении меж-

ду тем началась реализация программы «Ранняя

нефть». За год планируют добыть в общей слож-

ности 295 тыс. тонн нефти. Полномасштабный за-

пуск месторождения назначен на конец 2018 года.

Чона — еще один крупный проект компа-

нии в Восточной Сибири, на границе Иркутской

области и Республики Саха (Якутия), в 100 км

от трубопровода ВСТО. В советский период Чон-

ские месторождения, как и другие запасы Вос-

точной Сибири, оставались за периметром ак-

тивных разработок, хотя здесь велись геологораз-

ведочные работы. К результатам исследований

вернулись лишь в 2000-х, когда на правитель-

ственном уровне было принято решение о мас-

штабном освоении Сибирской платформы

и строительстве нефтепроводной системы ВСТО.

В 2011 году специалисты Научно- технического

центра «Газпром нефти» проанализировали все

имеющиеся данные по лицензионным участкам

проекта и построили единую сейсмогеологиче-

скую модель, впоследствии подтвержденную ре-

зультатами бурения. Эта масштабная работа по-

зволила обосновать значительный прирост запа-

сов проекта.

Сейчас на Чоне продолжается поисково-раз-

ведочное бурение, а также ведутся опытно-про-

мышленные работы, направленные на опреде-

ление оптимальной схемы разработки. Плано-

вая дата ввода месторождений в промышленную

эксплуатацию — 2021 год.

ВЫХОД В мОРЕ

Помимо Приразломного месторождения, добы-

ча нефти на котором началась еще в 2013 году,

«Газпром нефть» имеет лицензии на несколько

ПРИБЛИЖЕНИЕ АЧИМОВКИОгромный потенциал будущего развития связан и с освоени-ем ачимовских отложений, распределенных практически по всей территории Западной Сибири. Ресурсы этого типа у «Газпром нефти» составляют более 10 млрд тонн нефти. Еще почти столько же состоит на балансе совместных предприятий и «Газпрома». Небольшая часть ачимовской нефти находится в разработке уже сейчас, однако в основном эти ресурсы пока недоступны из-за своей низкой проницаемости. Возможности их промышленного освоения связаны с развитием технологий горизонтального буре-ния и стимулирования пласта. Но, как и баженовская свита, ачи-мовские залежи сильно различаются по своим характеристикам от региона к региону. Для определения наиболее перспективных участков и отработки технологии вовлечения этих запасов в ком-пании создан проектный офис «Большая Ачимовка».

справка

14

№4/141 мАй 2017

Добыча

ИН

ФО

ГРА

ФИ

КА

: АЛ

ЕК

СЕ

Й С

ТОЛ

ЯР

ОВ

1973

Открытие Куюмбинского месторождения

2018

Ввод Куюмбинского месторож-дения в промышленную эксплуатацию

2013

Ввод Приразломного место-рождения в промышленную эксплуатацию

2017

Бурение первой разведочной скважины на Аяшском лицензионном участке

2014

Проведены полномасштабные электроразведочные работы на Тымпучиканском и Вакунайском блоках Чонского проекта, ставшие самыми крупными из прово-дившихся не только в Восточной Сибири, но и в мире

2017

Начало добычи нефти на Куюмбинском месторождении (программа «Ранняя нефть»)

2021

Ввод Чонского проекта в эксплуатацию

2014

Бурение четвертой разведочной скважи-ны на Долгинском месторождении

ЧОНАШЕЛЬФ

КУЮМБА

более 100 000 000 тоннусловного топлива составляют геологические ресурсы Аяшского лицен-зионного участка на шельфе Охотского моря

«Газпром нефть» ведет геологоразведочные работы сразу на нескольких участках шельфа Охотского, Баренцева и Чукотского морей. Их разработка — вопрос отдаленной перспек-тивы, но подготовка к ней уже началась

участков шельфа, где ведутся геологоразведоч-

ные работы. Промышленная разработка этих ме-

сторождений — вопрос не завтрашнего дня. Од-

нако с учетом сложности проектов подготовка

к их реализации идет уже сегодня.

Аяшский лицензионный участок в  Охотском

море расположен рядом с месторождениями

проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Площадь

участка — более 4 тыс. км2, около половины

из которых уже охвачено 3D-сейсморазведкой.

В 2016 году по результатам анализа геолого-гео-

физической информации были выбраны наибо-

лее перспективные структуры для бурения поис-

ково-разведочных скважин. Строительство пер-

вой такой скважины начнется в июне 2017 года.

Всего лишь в 60 км от Приразломного в цен-

тральной части Печорского моря расположено

Долгинское нефтяное месторождение. На участке

уже проведены 2D- и 3D-сейсморазведочные рабо-

ты, а также пробурены четыре разведочные сква-

жины. В 2017-м здесь планируется продолжить

3D-сейсморазведку. Полученные данные позволят

актуализировать геологическую модель актива

и приступить в 2018–2019 гг. к строительству поис-

ково-оценочной скважины на девонские отложения.

Еще один лицензионный участок в Печор-

ском море — Северо-Западный. Проведенные

здесь сейсморазведочные работы категории

2D объемом 12,8 тыс. погонных км позволили

выявить несколько групп перспективных струк-

тур. В 2017 году компания планирует выполнить

технико-экономическую оценку освоения потен-

циальных месторождений, а в 2018-м — начать

сейсморазведку в 3D.

Хейсовский лицензионный участок находит-

ся в северной части Баренцева моря. Глубина

моря здесь доходит до 500 м, а природно-клима-

тические условия чрезвычайно сложны: на севе-

ро-западе и северо-востоке от участка льды мо-

гут держаться круглый год. Степень изученности

блока пока невысокая. В 2017 году планируется

завершить работы по построению региональной

бассейновой модели участка, а в 2018–2020 гг. —

продолжить сейсморазведочные работы 2D.

В июне 2014 года «Газпромнефть-Сахалин»

также получила право на геологическое изуче-

ние, разведку и добычу углеводородов в преде-

лах Северо-Врангелевского лицензионного участ-

ка, который занимает 117 тыс. км2 на северо-

востоке Восточно-Сибирского и северо-западе

Чукотского морей. В 2017 году планируется вы-

полнить расчет прогнозных технологических по-

казателей разработки и характеристик потен-

циальных месторождений, а также начать под-

готовку к проведению 2D-сейсморазведочных

работ 2018–2020 гг.

15

ОТСЕЧЬ И ОБЕЗВРЕДИТЬ

Система безопасности «Приразломной» постро-

ена на принципе failsafe — «безопасный при от-

казе». То есть какой бы инцидент ни  случился,

какая бы ни возникла внештатная ситуация,

система сама обеспечит безопасность без вмеша-

тельства человека. Все процессы автоматизиро-

ваны и продублированы, а задача персонала —

следить за тем, чтобы автоматизированная си-

стема управления и безопасности (АСУБ) была

в рабочем состоянии.

АСУБ контролирует технологические про-

цессы на «Приразломной», систему пожарной

и газовой сигнализации и систему аварийного

останова. На предотвращение каких инциден-

тов на платформе нацелена система безопасно-

сти в первую очередь? Безусловно, это стопро-

центное предотвращение аварийных выбросов

нефти. На случай нештатной ситуации система

аварийного отключения обеспечена клапанами-

отсекателями, установленными во всех сква-

жинах. При регистрации датчиками пониже-

ния или повышения давления сверх норматив-

ных значений срабатывает предупредительная

сигнализация. А если давление продолжает сни-

жаться или повышаться до критического уров-

ня, скважинный насос автоматически отключа-

ется, а клапаны, способные справляться с мощ-

нейшим давлением, закрываются, перекрывая

скважину.

У ОГНЯ ШАНСОВ НЕТ

Еще одна опасность, вероятность возникновения

которой на «Приразломной» сводится к миниму-

му благодаря жестким мерам безопасности, —

это риск взрыва и пожара. А пожар в подобных

условиях может привести к страшным послед-

ствиям. История знает такие примеры: 6 июля

1988 года в результате взрыва и  последующего

пожара на британской нефтегазодобывающей

платформе Piper Alpha погибли 167 человек,

а платформа была полностью уничтожена огнем.

За пожарной ситуацией на «Приразломной»

одновременно следят порядка 1800 штук различ-

ных датчиков — это тепловые датчики и датчи-

ки пламени, дымовые датчики, датчики обнару-

жения углеводородов. Если хотя бы один из них

показывает выход параметра за критическую от-

метку, система аварийного останова прекращает

работу скважинного насоса, клапаны-отсекатели

закрываются по всей технологической цепи до-

бычи и подготовки нефти и газа. Производство

полностью останавливается. Способ хранения

нефти на платформе продуман так, что исклю-

чает возникновение взрывоопасной ситуации.

Решение простое и эффективное: свободный

СиСтема обеСпечения безопаСноСти на морСкой ледоСтойкой платформе «приразломная»

В ОСНОВЕ — БЕЗОПАСНОСТЬНефтедобывающая платформа «Приразломная» относится к объектам самого высокого класса опасности — первого. К нему же, например, принадлежат атомные электростанции и заводы по ликвидации химического оружия. В суровых погодных условиях, на небольшой площади сконцентрировано значительное количество сложной техники, ведущей работы под высоким давлением. Понятно, что меры по обеспечению безопасности здесь должны быть исключительными Текст: Ольга Николаева

16

№4/141 мАй 2017

Безопасность

17

объем танка с нефтью заполняется водой, ко-

торая вытесняется по мере наполнения танков

сырьем. Таким образом, в нефтехранилище пе-

рекрыт доступ кислорода, который «отвечает»

за взрывоопасность.

Среди других технических решений, позволя-

ющих максимально снизить риск ЧП на платфор-

ме, — стены, выдерживающие температуру более

1000 °C в течение двух часов, система пожаротуше-

ния, способная предотвратить взрыв газа за счет

распыления в воздухе инертного вещества — хла-

дона, пассивная противопожарная защита, вклю-

чающая в себя использование огнестойких изо-

ляционных материалов на различных конструк-

циях, огнезадерживающие клапаны в системе

отопления и вентиляции, конструктивные огне-

стойкие преграды. Проще говоря, если что-то где-

то загорится, то огонь будет быстро локализован.

ПРИ ЛЮБОй ПОГОДЕ

Платформа «Приразломная» расположена в ме-

стах не самых приятных с точки зрения погод-

ных условий. Ледяной покров окружает платфор-

му в течение 7 месяцев — с ноября по май, вы-

сота торосов достигает 2 метров, минимальная

температура воздуха может опускаться до –50 °C,

а полярная ночь длится почти два месяца. Ветер

и отрицательные температуры в районе добычи

преобладают почти половину года, количество

штормов превышает 20 в год при средней про-

должительности шторма 9,5 суток.

От столь недружелюбного окружения плат-

форму защищает дефлектор — специальная

конструкция из высокопрочной стали высо-

той 16,4 м. Она способна выдержать атаку ве-

тра со скоростью 183 км/ч (это 12 баллов из 12

по шкале Бофорта, то есть — ураган).

Поскольку глубина в районе платформы все-

го 20 м, установлена она прямо на дне моря. Сте-

ны основания платформы (кессона) сделаны

из стали толщиной в 4 см, покрытой особым ан-

тикоррозионным слоем, трехметровое простран-

ство между ними заполнено сверхпрочным бето-

ном. Эта конструкция способна выдержать даже

прямой торпедный удар.

ПОСЛЕ НАС — ЧИСТОТА

На «Приразломной» обеспечивается безопасность

не только драгоценной техники и ценным кадрам,

но и бесценной арктической природе. Каждый

Платформа «Приразломная»Запасной резерв оборудования ЛРН,утилизация собранной нефтяной смеси

Ледоколы «Юрий Топчев»и «Владислав Стрижов»Локализация разливов, сбор нефти

Аэропорт «Варандей»Доставка оборудования и людей

База «Варандей»Доставка оборудования и людей

Все сценарии ликвидации возможных разливовнефти просчитаны на математических моделях.

Судно аварийно-спасательного дежурства

Катер-бонопостановщик

База «Варандей»

1 Локальный уровень

Объем разлива

больше 1500 тонн

1500 тонн

19,4 тонны

2 Региональный уровень

3 Федеральный уровень

Ледокол

Аэропорт «Варандей»

о. Долгий

Вездеход «Витязь»

Вездеходы «ВитязьДоставка в район ЧС оборудования и людей

ТанкерыХранилища собранной нефтяной смеси

Порт «Варандей»Дислокация двух катеров-бонопостановщиков

Судно аварийно-спасательного дежурстваКруглосуточное дежурство в районеледокола «Приразломная»

Катер-бонопостановщикУстановка боновых ограждений

приличный человек после, например, пикника

убирает за собой мусор. Технология «нулевого сбро-

са» обеспечивает ровно то же: использованный бу-

ровой раствор, шлам и другие отходы либо закачи-

ваются в специальную поглощающую скважину,

либо вывозятся на материк и там утилизируются.

В районе расположения «Приразломной» про-

водится ежегодный экологический мониторинг,

который включает в себя гидрометеорологиче-

ские наблюдения, отбор проб морской воды,

ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ

18

№4/141 мАй 2017

Безопасность

Платформа «Приразломная»Запасной резерв оборудования ЛРН,утилизация собранной нефтяной смеси

Ледоколы «Юрий Топчев»и «Владислав Стрижов»Локализация разливов, сбор нефти

Аэропорт «Варандей»Доставка оборудования и людей

База «Варандей»Доставка оборудования и людей

Все сценарии ликвидации возможных разливовнефти просчитаны на математических моделях.

Судно аварийно-спасательного дежурства

Катер-бонопостановщик

База «Варандей»

1 Локальный уровень

Объем разлива

больше 1500 тонн

1500 тонн

19,4 тонны

2 Региональный уровень

3 Федеральный уровень

Ледокол

Аэропорт «Варандей»

о. Долгий

Вездеход «Витязь»

Вездеходы «ВитязьДоставка в район ЧС оборудования и людей

ТанкерыХранилища собранной нефтяной смеси

Порт «Варандей»Дислокация двух катеров-бонопостановщиков

Судно аварийно-спасательного дежурстваКруглосуточное дежурство в районеледокола «Приразломная»

Катер-бонопостановщикУстановка боновых ограждений

донных отложений и биологического материала,

наблюдения за птицами и морскими млекопи-

тающими. Согласно результатам, экологическая

обстановка в Печорском море в целом и в рай-

оне Приразломного месторождения в полном

порядке.

ЕСЛИ ВДРУГ…

С учетом всех продуманных технологий, много-

ступенчатых, дублирующих друг друга систем

безопасности можно с уверенностью утверждать,

что вероятность такого инцидента, как разлив

нефти, крайне низка — всего несколько секунд

потребуется, чтобы полностью перекрыть сква-

жину при любых сбоях в системе. Однако и на

этот маловероятный случай есть план. Он так

и называется — план предупреждения и ликви-

дации разливов нефти (ЛРН). План учитывает

различные сценарии развития событий, вплоть

до крупной аварии — если произойдет разлив

19

ропорта. Здесь делают тест на алкоголь, меряют

давление и температуру. Если у кого-то резуль-

таты не идеальны — заворачивают назад. После

прилета на платформу — еще один осмотр, по ре-

зультатам которого врач выдает допуски на опас-

ные виды работ.

Конечно, заболевание может проявиться уже

на платформе. На такой случай есть отработан-

ная схема транспортировки больного в стацио-

нар специальным санбортом. Однако даже в слу-

чае нелетной погоды квалификация врачей

«Приразломной» позволит решить достаточно

серьезные проблемы со здоровьем.

ПРАВИЛА БЕЗ ИСКЛЮЧЕНИй

Если продолжать сравнение с авиацией, то мож-

но сказать, что так же, как пилоты в самолете

действуют строго согласно протоколу, для всех

ответственных работ на платформе существу-

ет четко прописанный порядок действий. Раз-

рабатывается он в центральном офисе «Газпром

нефть шельфа» на основе, в том числе, анализа

инцидентов на других объектах. Например, су-

ществует правило — после окончания огневых

работ должно быть организовано наблюдение

за местом происшествия. Это нужно для того,

чтобы убедиться: ни в каком скрытом от глаз ме-

сте не началось возгорание из-за повышенной

температуры (именно так начался большой по-

жар на нефтяной платформе Piper Alpha).

В нашей стране, как говорится, строгость зако-

нов компенсируется их неисполнением. Для того

чтобы изменить взгляд работников платформы

на безопасность, были внедрены так называе-

мые стоп-карты. Суть в следующем: каждый ра-

ботник, обнаружив нарушение правил безопас-

ности, имеет право остановить работу на этом

участке и попросить устранить проблему. Само

нарушение он фиксирует в карточке, с разбора

которых начальник платформы начинает каж-

дую утреннюю планерку.

В нашей ментальности фискальничать считает-

ся делом недостойным. Но сотрудников платфор-

мы все-таки удалось со временем убедить в том,

что дело здесь не в наказании виновных, а в том,

чтобы уберечь всех от беды. Уже в 2015 году ра-

ботники «Приразломной» воспользовались стоп-

картами более 1,6 тыс. раз, в то же время ста-

тистика происшествий на платформе пошла

на спад.

объемом 10 тыс. тонн. Для этого компанией

«Газпром нефть шельф» закуплено уникальное

морское и береговое оборудование, которое по-

зволит быстро ликвидировать разливы нефти

в арктических условиях. А также обеспечено по-

стоянное патрулирование акватории професси-

ональными аварийно-спасательными службами,

аттестованными для работ по ликвидации разли-

вов нефти.

Чтобы план ликвидации разливов нефти под-

держивать в состоянии «боеготовности», в рай-

оне «Приразломной» проводятся ежемесячные

учебно-тренировочные занятия и ежегодные

тактико-специальные учения, а не реже, чем раз

в три года, — масштабные комплексные учения

(см. врез на стр. 21).

ЦЕЛЬ — НОЛЬ

«Человеческий фактор» — даже в авиации, где

все максимально автоматизировано и регламен-

тировано, это наиболее частая причина проис-

шествий. Для его исключения на «Приразлом-

ной» предпринимаются исключительно серьез-

ные меры. Никакого русского «авось», «может

быть», «обойдется как-нибудь».

Например, вахтовые рабочие, прибывающие

с Большой земли на работу на месяц, могут быть

здоровы только на сто процентов — не меньше.

Они проходят трехэтапные медосмотры. Пер-

вый — в одной из клиник Архангельска. Шансов

«купить справку», договориться по знакомству —

никаких. Второй осмотр — предполетный, в ли-

цензированном медпункте на территории аэ-

Обеспечение безопасности — это осново-полагающий принцип работы на шельфе в суровых природных условиях Арктики. Мы работаем над созданием инструмен-тов мотивации для сотрудников, повышаем их компетенции в области производствен-ной безопасности. Многое зависит от топ-менеджмента компании — очень важно, чтобы сотрудники видели личный пример руководителя, который относится к прави-лам безопасности серьезно и ответственно, проявляет лидерскую позицию при предот-вращении возможных нарушений.

кОммЕНТАрий

Андрей Патрушев, заместитель генерального директора «Газпром нефти» по развитию шельфовых проектов:

20

№4/141 мАй 2017

Безопасность

МОРСКИЕ УЧЕНИЯНе реже, чем один раз в три года, в районе «Приразломной» проводятся масштабные комплексные учения. В этом году ком-плексные учения «Арктика-2017» прошли под эгидой Министер-ства природных ресурсов и экологии. В учениях приняли участие сотрудники «Газпром нефти» и ООО «Варандейский терминал» /ООО «Лукойл — Транс», а также команды судов «Совкомфлота», силы аварийно-спасательных формирований «Экошельф- Балтика», Морской спасательной службы Росморречфлота и Федеральной службы по надзору в сфере природопользования.

Целью учений стала отработка действий по ликвидации раз-ливов нефти в ледовых условиях и защите прибрежной поло-сы от загрязнения нефтью и нефтепродуктами. Согласно леген-де учений, при отходе от платформы «Приразломная» произошло столкновение танкера с судном обеспечения, что привело к раз-ливу 5 тыс. м3 нефти. По плану предупреждения и ликвидации разливов нефти (ЛРН) в район инцидента были мобилизова-ны необходимые для сбора нефти силы и средства, в том числе многофункциональное аварийно-спасательное судно «Мурман», транспортно-буксирное судно «Алеут», многофункциональное ледокольное судно «Юрий Топчев» и ледокол «Варандей».

Учения показали высокую готовность сил и средств к локали-зации и ликвидации аварийных разливов нефти, четкое взаи-модействие дежурно-диспетчерских служб, высокий уровень технической оснащенности и профессиональной подготовки спа-сательных подразделений на море и на берегу, что позволило выполнить весь комплекс задач по ликвидации последствий имитированной аварии.

СПрАВкА

УЧИТЬСЯ И ЕЩЕ РАЗ УЧИТЬСЯ

Всем известно, что самое губительное в нештат-

ной ситуации — это паника. Не поможет ника-

кая самая передовая техника, если не знаешь,

как действовать. «Знаю, но забыл» здесь не прой-

дет. По-этому учения на «Приразломной» прохо-

дят еженедельно. По громкой связи звучит сиг-

нал тревоги, и каждый сотрудник начинает дей-

ствовать согласно своему «протоколу». Причем

в учениях участвуют все, кто находится в данный

момент на платформе: хоть журналист, хоть пре-

зидент. При прилете на «Приразломную» каждый

проходит обязательный инструктаж по прави-

лам поведения на платформе. Например, везде,

кроме жилых отсеков, запрещено пользовать-

ся любым фото- и видео-оборудованием, вклю-

чая мобильный телефон — оно может вызвать

искру. Фотографы должны использовать только

специальное взрывозащищенное оборудование.

Находиться на платформе (за исключением жи-

лого модуля) можно только в полном комплекте

спецодежды, обеспеченном защитой органов ды-

хания, каской и очками. Все работники платфор-

мы «Приразломная» знают — в безопасности ме-

лочей не бывает.

21

ФО

ТО: А

НД

РЕ

Й Ч

ЕП

АК

ИН

Хотя нефть с течением времени не портится, месторождения в процессе разработки, увы, не становятся лучше: качество запасов снижается, добыча начинает падать. Продлить жизнь зрелым активам сегодня помогают современные технологии, благодаря которым в разработку вовлекаются трудноизвлекаемые запасы, а нефтеотдача растет. В материале — несколько примеров того, как технологии позволили изменить ситуацию на месторождениях «Газпром нефти», находящихся на поздних стадиях эксплуатации или исчерпавших наиболее легкую для добычи часть запасов

Текст: Александр Алексеев

РЕКОРДЫ ПРИОБКИ

Приобское месторождение, одно из  крупнейших

в России, было открыто в 1982 году. По величи‑

не запасов оно занимает третье место в  стране

и 14‑е — в мире. Разработкой южной части ме‑

сторождения (объем начальных геологических

запасов — более 1,5 млрд тонн) занимается

«Газпромнефть‑Хантос», дочернее предприятие

«Газпром нефти». К настоящему времени здесь

пробурено около 4 тыс. скважин. Годовые объе‑

мы добычи составляют более 11 млн тонн нефти.

Это крупнейший актив предприятия, который

обеспечивает более 70% объемов его добычи.

Из‑за низкой проницаемости продуктивных

пластов разработка Южно‑Приобского место‑

рождения долгое время считалась нерентабель‑

ной. Однако за счет применения прогрессив‑

ных технологий компании удалось не только на‑

чать его освоение, но и существенно увеличить

объем добычи: с 2,7 млн тонн н.э. в 2005 году

до 12,02 млн тонн н.э. в 2014 году.

Свойства залежей в разных частях месторож‑

дения различаются, и если на востоке преобла‑

дают коллекторы более высокого качества, то

в западной части проницаемость пластов очень

низкая — всего лишь 0,2‑0,6 мД (это на порядок

меньше проницаемости «хороших» месторожде‑

ний). Еще недавно опыта разработки подобных

месторождений не было — из‑за низкой продук‑

тивности они считались нерентабельными.

По мере разработки месторождения все боль‑

шую долю в добыче занимают трудноизвлекае‑

мые запасы (ТРИЗ, см. график на стр. 25) — разбу‑

ривать приходится краевые маломощные, низ‑

копроницаемые объекты, коллектора с низкой

насыщенностью углеводородами, удаленные

от основной инфраструктуры участки. Начинать

освоение ТРИЗ удается благодаря применению

таких технологий, как большеобъемный гидро‑

разрыв пласта (с закачкой более 200 тонн проп‑

панта) и горизонтальные скважины с многоста‑

дийным гидроразрывом (МГРП).

ВТОРОЕ ДЫХАНИЕТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ЗРЕЛЫХ АКТИВОВ

ФО

ТО: А

ЛЕ

КС

АН

ДР

ТА

РАН

22

№4/141 МАЙ 2017

Технологии

Сегодня горизонтальные скважины уже

нельзя назвать инновацией. Технология их стро‑

ительства хорошо отработана для разных типов

коллекторов. Тем не менее еще недавно такие

скважины были в новинку, а их масштабное

внедрение позволило вовлечь в разработку зна‑

чительные объемы запасов, за которые рань‑

ше никто не брался. Горизонтальные скважи‑

ны хорошо работают на маломощных низко‑

проницаемых пластах, значительно увеличивая

зону дренирования запасов. На месторождениях

«Газпром нефти» есть скважины с горизонталь‑

ным участком до 2000 метров.

Бурить горизонтальные скважины и прово‑

дить на них МГРП на Южно‑Приобском место‑

рождении начали в 2012 году. С каждым годом

их строится все больше. Так, в 2016 году было

введено 88 горизонталок с МГРП. Еще 26 боковых

горизонтальных стволов с МГРП было построе‑

но на старых скважинах. В этом году планирует‑

ся пробурить уже 155, а в следующем — 176 го‑

ризонтальных скважин (см. график на стр. 24).

В среднем горизонтальная скважина с МГРП

по сравнению с обычной наклонно‑направлен‑

ной позволяет увеличить добычу в три раза.

В 2016 году на активе была пробурена скважи‑

на с горизонтальным участком 1500 м, на кото‑

ром был проведен 30‑стадийный ГРП. Стоит от‑

метить, что именно на Южно‑Приобском место‑

рождении в 2015 году впервые в «Газпром нефти»

применили бесшаровые компоновки для прове‑

дения повторных МГРП.

НОЯБРЬСКИЙ ПРОРЫВ

Гидравлический разрыв пласта — технология,

которая в свое время кардинально изменила не‑

фтяную отрасль, существенно повысив эффек‑

тивность добычи. Впервые его начали при‑

менять в конце 1940‑х гг. в США, а в 1950‑х —

и в  Советском Союзе. Суть технологии в том, что

в скважину под большим давлением закачива‑

ется жидкость со специальным расклиниваю‑

щим агентом — проппантом. Жидкость создает

в пласте трещины, по которым нефть в дальней‑

шем быстрее поступает в скважину. А грану‑

лы проппанта, попадая в трещины, не дают

им сомкнуться.

Первый гидроразрыв на активах «Газпром

нефти» был проведен 22 года назад. В  середине

1990‑х годов в «Ноябрьскнефтегазе» объем до‑

бычи стал быстро сокращаться. Тогда начал‑

ся поиск подходов к добыче на зрелых активах,

и 23 июня 1995 года ГРП был опробован на сква‑

жине №459 Карамовского месторождения.

Вынгапуровское месторождение — другой но‑

ябрьский актив компании — крупнейшее и одно

из самых сложных в регионе. Объем начальных

извлекаемых запасов здесь превышает 200 мил‑

лионов тонн. В разрезе месторождения выделя‑

ют 172 залежи в 54 геологических объектах —

как нефтяных, так и газовых, а также нефтяных

с газовыми шапками.

Разработка Вынгапура началась в 1982 году.

С тех пор пробурено 2,5 тысячи скважин, отобра‑

но около 40% запасов. Вопрос об удержании до‑

стигнутого уровня годовой добычи остро встал

в 2010 году, когда легкоизвлекаемые запасы

на месторождении стали заканчиваться. Реше‑

ние было найдено во внедрении тогда еще новой

технологии горизонтального бурения с приме‑

нением многостадийного гидроразрыва пласта

(МГРП). В 2011 году на месторождении провели

первый многостадийный гидроразрыв. Испы‑

танная тогда компоновка для МГРП позволяла

провести всего четыре стадии разрыва.

С тех пор ежегодно вводится от 40 до 60 но‑

вых скважин, пробуренных по этой технологии.

А в 2016 году на четырех скважинах месторожде‑

ния был проведен повторный МГРП с использо‑

ванием химического отклонителя.

Повышать эффективность добычи на Вынга‑

пуровском месторождении помогает и постро‑

ение сбалансированной системы разработки.

Одно из решений, найденное в процессе этой

работы, — использование в качестве нагнета‑

тельных скважин для поддержания пластового

23

давления некоторых горизонтальных скважин,

ранее применявшихся для добычи.

Сегодня перед нефтяниками Ноябрьска сто‑

ят новые вызовы — вовлечение в рентабельную

разработку ресурсов ачимовских и юрских отло‑

жений Вынгапуровского месторождения, кото‑

рые относятся к категории трудноизвлекаемых.

ТРИЗЫ ВЫНГАЯХИ

Вынгаяхинское месторождение (разрабатыва‑

ется «Газпромнефть‑Муравленко») было откры‑

то в 1968 году и введено в разработку в 1986 году.

Однако его полномасштабная эксплуатация на‑

чалась лишь спустя 17 лет — в 2003 году. По ге‑

0 2013 2014 2015 2016 2017прогноз

50

100

150

200

БУРЕНИЕ В «ГАЗПРОМ НЕФТИ» С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ И ТЕЛЕМЕТРИИ

прогноз

ГОРИЗОНТАЛЬНОЕ БУРЕНИЕ НА ЮЖНО-ПРИОБСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

02013 2014

15 9 1527 26

3546

16

47

88

155176

2015 2016 2017 2018

1600

Количество горизонтальных скважин (ГС)

Добыча из ГС

Добыча из ЗБГСКоличество зарезок боковых горизонтальных стволов (ЗБГС)

1400

1200

1000

800

600

400

200

160180200

140120

1008060

40

20

0

ологическому строению месторождение отно‑

сится к сложным, многопластовым: оно включа‑

ет 11 пластов и 40 залежей, существенная часть

которых относится к категории ТРИЗ из‑за низ‑

кой проницаемости и малой нефтяной мощно‑

сти пластов.

Сейчас месторождение находится на тре‑

тьей стадии разработки. На этом этапе добыча

начинает снижаться, и главная задача — замед‑

лить темпы ее падения. За счет применения

новых технологий в последние годы добычу

на  Вынгаяхе удалось стабилизировать на уровне

1,1 млн т: были освоены залежи, которые еще

пять лет назад считались нерентабельными.

К таким залежам, в частности, относится

ачимовский пласт, проницаемость которого со‑

ставляет около 1 мД. В 2012–2013 гг. здесь бу‑

рили горизонтальные скважины с МГРП, сред‑

ний запускной дебит которых составил около

100 тонн нефти в сутки. Для успешной разра‑

ботки еще одной сложной залежи, характери‑

зующейся низкой проницаемостью и малой

нефтенасыщенной мощностью, потребовалось

строить не только горизонтальные, но и много‑

ствольные скважины. Они способны обеспечи‑

вать еще больший охват продуктивного объекта

и особенно актуальны для сложных, расчленен‑

ных залежей, так как позволяют вовлечь в добы‑

чу сразу несколько нефтеносных пропластков.

Построить одну многоствольную скважину

дешевле, чем несколько обычных горизонталок.

Впрочем, это и значительно более сложная зада‑

ча. И здесь не обойтись без использования ротор‑

ных управляемых систем (РУС), которые повы‑

шают точность и скорость проходки, а также ка‑

чество ствола, улучшают его очистку от шлама,

снижают риск аварий. Бурение идет под контро‑

лем систем телеметрии.

Уже сегодня на активах «Газпром нефти»

с использованием РУС бурят более 100 сква‑

жин в год, и это число будет расти (см. график

на стр. 24). Речь идет о скважинах со  сложной

траекторией, многоствольных скважинах,

а  также о скважинах с протяженным горизон‑

тальным участком ствола.

До недавнего времени на рынке существова‑

ли лишь импортные РУС, однако за последние

годы было создано несколько опытных образцов

отечественного производства. Одна такая систе‑

ма была успешно испытана на Вынгапуровском

24

№4/141 МАЙ 2017

Технологии

ИН

ФО

ГРА

ФИ

КА

: ДА

РЬ

Я Г

АШ

ЕК

Бурение скважин

Бурение скважин на коллекторах среднегои высокого качества

на коллекторах низкого качества

РОСТ ДОЛИ СКВАЖИН НА ТРИЗ НА ЮЖНО-ПРИОБСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

0%2013201220112010200920082007 2014 2015 2016 2017 2018

50%

10%20%

30%

40%

60%

70%

80%

100%

90%

Добыча из коллекторов

Добыча из коллекторов среднего и высокого качества

низкого качества

Суто

чная

доб

ыча

неф

ти, т

ыс.

т/с

ут.

РОСТ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НА ЮЖНО-ПРИОБСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

0

5

10

15

20

25

30

35

месторождении в ЯНАО. Другая РУС российско‑

го производства тестировалась на Южно‑Приоб‑

ском месторождении в ХМАО. Сегодня это обо‑

рудование проходит необходимую доработку.

Промышленное производство и применение

российских РУС позволит на 20% снизить стои‑

мость бурения и повысить эффективность вовле‑

чения ТРИЗ в разработку.

Сегодня на Вынгаяхинском месторождении

рассматривается возможность вовлечения в до‑

бычу ресурсов баженовской свиты. Это запад‑

носибирский аналог американской сланцевой

нефти, и подходы к его эффективной разработ‑

ке пока лишь формируются. Однако «Газпром

нефть» здесь один из лидеров в России, и успех

в этой области позволит начать освоение новых

значительных объемов нефти в тех регионах, где

добыча традиционных ресурсов снижается.

АСП НА САЛЫМЕ

Салымская группа месторождений разрабатыва‑

ется с 2003 года. Суммарные извлекаемые запа‑

сы нефти здесь составляют более 140 млн тонн,

около половины из которых уже добыты. Самое

крупное месторождение группы — Западно‑

Салымское — было открыто в 1987 году. Буре‑

ние эксплуатационных скважин на нем началось

в 2004‑м, а полномасштабная промышленная

эксплуатация ведется с ноября 2005 года.

Реализацией салымского проекта занимается

компания «Салым Петролеум Девелопмент» —

совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell.

За прошедшие годы на месторождениях пробу‑

рено более 1100 скважин. Пик добычи был до‑

стигнут в 2011 году и составил тогда 8,4 млн тонн

нефти в год, затем объемы стали снижаться. Од‑

нако в 2016 году после пятилетнего падения до‑

бычи Салымская группа месторождений вышла

на новый этап роста. Такой результат был до‑

стигнут за счет внедрения новых технологий бу‑

рения (горизонтальные скважины, зарезка боко‑

вых стволов) и оптимизации управления рабо‑

той скважин.

Несколько лет назад на Салыме также нача‑

лась реализация уникального для России проек‑

та по внедрению современного метода увеличе‑

ния нефтеотдачи — технологии АСП. Это метод

химического заводнения с использованием трех‑

компонентной смеси из анионного поверхност‑

но‑активного вещества (ПАВ), соды и полимера.

Анионное ПАВ снижает поверхностное натяже‑

ние между нефтью и водой, что позволяет моби‑

лизовать защемленную между зернами породы

нефть. Полимер увеличивает вязкость раствора,

что повышает эффективность процесса вытесне‑

ния мобилизованной ранее нефти. Сода же сни‑

жает смачиваемость породы нефтью, увеличивая

подвижность флюда, уменьшает оседание ПАВ

на породе, а при реакции с кислой нефтью еще

и производит дополнительный объем ПАВ.

Технология позволяет существенно увеличить

коэффициент извлечения нефти (КИН) с  30–40

до 50% и выше, помогая вытеснить из недр ту

нефть, которая при использовании традицион‑

ных методов осталась бы неизвлеченной.

25

ТРАДИЦИОННЫЙ МГРП С ШАРОВОЙ КОМПОНОВКОЙ

2

Трещины первого МГРП Трещины повторного МГРППОВТОРНЫЙ МГРП

1

Шаровая муфтаШаровая муфта

Пакер компоновкиПакер компоновки

Шар, открывающий муфту

Жидкость с проппантом

Жидкость с проппантом

МЕХАНИЧЕСКИЙ СПОСОБ

С ХИМИЧЕСКИМ ОТКЛОНИТЕЛЕМ

Химический отклонительзаполняет трещины

Фрак-порт

Жидкость с проппантом

Многоразовый двухчашечныймеханический пакер с фрак-портом

ПЕННЫЕ, УГЛЕВОДОРОДНЫЕ, КЛАСТЕРНЫЕ

В зависимости от характеристик коллектора

в скважину в качестве жидкости гидроразрыва

могут закачиваться различные пены, гели, поверх‑

ностно‑активные вещества, полимерные, углево‑

дородные составы и др. Характеристики жидкости

могут влиять и на геометрию трещин, и на то, как

они будут заполняться проппантом и очищаться.

ЭВОЛЮЦИЯ ГИДРОРАЗРЫВА

Что касается самого проппанта, то есть рас‑

клинивающего трещину агента, здесь также суще‑

ствует многообразие материалов, а также форм

и размеров используемых гранул. Особенность

так называемого кластерного ГРП в том, что проп‑

пант закачивается не постоянно, а серией им‑

пульсов. В результате количество используемого

проппанта снижается, в трещинах он распределя‑

ется не равномерно, а отдельными областями —

Хотя гидравлический разрыв пласта применяют уже более полувека, эта технология все время совершенствуется. Сегодня существует огромное количество вариантов ГРП. Они различаются как по составу закачиваемой жидкости, так и по конструкции используемого оборудования. Умение выбрать и правильно применить нужный подход — одна из важных компетенций для успешной работы на трудноизвлекаемых запасах.

ИН

ФО

ГРА

ФИ

КА

: ТАТ

ЬЯ

НА

УД

АЛ

ОВ

А

Технологии

26

№4/141 МАЙ 2017

Трещины первого МГРП Трещины повторного МГРППОВТОРНЫЙ МГРП

СОВРЕМЕННЫЙ МГРП С ВОЗМОЖНОСТЬЮ ЗАКРЫТИЯ МУФТ

Пакер

Муфта с возможностью закрытия

Колтюбинг Цемент в заколонном пространстве

Муфта с возможностью закрытия

пачками, между которыми остается свободное

пространство.

ПОВТОРНЫЙ МГРП

Прошло уже шесть лет с тех пор, как на  активах

«Газпром нефти» начали строить скважины

с МГРП. Добыча на некоторых из них начала па‑

дать, поэтому следующим этапом развития стал

выбор технологий для проведения на таких сква‑

жинах повторного гидроразрыва.

МГРП с использованием традиционной шаро‑

вой компоновки проводят следующим образом:

порты, через которые предполагается «атаковать»

породу, открываются при помощи специальных

шаров. Шары впоследствии разбуриваются, одна‑

ко повторно закрыть эти порты для проведения

нового гидроразрыва уже нельзя. Компоновки для

шарового ГРП относительно дешевы, но их «одно‑

разовость» оказалась существенным недостатком.

Одна из инновационных технологий, позво‑

ляющая исправить ситуацию и проводить на та‑

ких скважинах повторный гидроразрыв, — при‑

менение специального вещества, химического

отклонителя. Вещество блокирует старые трещи‑

ны, а затем в скважину закачивается жидкость

с проппантом для нового гидроразрыва. Образо‑

вавшаяся трещина вновь блокируется химиче‑

ским отклонителем, после чего проводится еще

одна операция гидроразрыва, и т.д. Через какое‑

то время химический отклонитель разрушается

и вымывается из трещин нефтью.

Другой способ повторного ГРП на старых сква‑

жинах — механический. В скважину на насосно‑

компрессорных трубах опускают специальное

устройство — двухчашечный пакер, отсекающее

зоны ствола до и после предполагаемого места раз‑

рыва. Таким образом можно «нейтрализовать» ча‑

сти пласта с уже имеющимися трещинами и про‑

вести гидроразрыв на новых участках скважин.

МНОГОРАЗОВЫЙ МГРП

Для того чтобы в дальнейшем проводить повтор‑

ный МГРП более эффективно, в 2016 году в ком‑

пании было принято решение отказаться от уста‑

ревших «одноразовых» компоновок и перейти

на более продвинутые системы — как шаровые,

так и бесшаровые — с муфтами, которые мож‑

но закрывать и открывать многократно. Допол‑

нительное преимущество такой конструкции со‑

стоит в том, что отдельные порты можно закры‑

вать не только для проведения повторного ГРП,

но и, например, в случае прорыва воды через

один из портов. Сегодня все новые многостадий‑

ные гидроразрывы на всех добывающих активах

«Газпром нефти» проводятся именно по  такой

технологии.

27

28

№4/141 май 2017

Стратегия

ФО

ТО: А

ЛЕ

КС

АН

ДР

ТА

РАН

— Несколько лет назад «Газпром нефть» поста-

вила перед собой амбициозные стратегические

цели по увеличению добычи и приросту запасов.

В связи с изменившейся макроэкономической

ситуацией не пришлось ли менять эти планы?

— Нет, в соответствии с нашей стратегией, охва-

тывающей период до 2020 года, мы по-прежнему

планируем увеличить добычу до 100 миллио-

нов тонн нефти и газа и, как минимум, сохра-

нить этот уровень до 2025 года. Осталась и цель

по обеспеченности запасами категории 1Р PRMS

(доказанные запасы) — не менее 15 лет, ежегод-

ное не менее чем 100%-ное восполнение запасов

по категории 2Р (доказанные и вероятные запа-

сы). Время показало, что наши цели вполне ре-

алистичны. Чтобы выйти на планку в 100 млн

т.н.э. к 2020 году, нам нужно ежегодно увеличи-

вать добычу примерно на 4%, а у нас этот показа-

тель в последние годы превышал 8%. Это очень

высокие темпы роста не только для России,

но и для мировой нефтяной отрасли.

— Тем не менее реализовывать главные для

компании добычные проекты последних лет —

Новый Порт и Мессояху — пришлось под опре-

деленным давлением. Это сказалось на их

успешности?

— Действительно, многие ключевые инвестици-

онные решения по этим проектам принимались

в 2014–2015 годах, в период ухудшения внешне-

экономической ситуации. Тогда нам пришлось

активно проводить оптимизацию, сдвигая сро-

ки строительства вспомогательных объектов

на более поздний период и сохраняя сроки вво-

да объектов, непосредственно связанных с добы-

чей нефти и эффективностью проекта. В резуль-

тате в прошлом году мы смогли начать полно-

масштабную коммерческую добычу. В 2017 году

на Новопортовском и Восточно-Мессояхском ме-

сторождениях добыча превысит 8,5 млн т. неф-

ти. Это очень существенный вклад в общую до-

бычу компании.

— То есть, по большому счету, санкции не за-

тронули upstream-проекты «Газпром нефти»?

— На общем объеме производства они точно

не сказались. Нужно понимать, что санкции за-

трагивают лишь отдельные направления нашей

работы. Например, мы столкнулись с их негатив-

ным влиянием при строительстве арктического

терминала для отгрузки нефти с Новопортовско-

го месторождения — один из важных поставщи-

ков отказался от контракта, и нам пришлось ис-

кать замену, что немного повлияло на срок ввода

терминала в эксплуатацию. Тем не менее для все-

го проекта это оказалось некритичным, мы чуть

дольше поработали по временной схеме отгрузки,

и график добычи не пострадал. С другой стороны,

«Технологическое лидерсТво — главный факТор развиТия»

Первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев рассказал о технологическом развитии, главных добычных проектах и драйверах роста «Газпром нефти»

29

мы получили ценный опыт, убедившись, что не-

заменимых не бывает и что для любого кажуще-

гося уникальным технического решения есть

вполне рабочие альтернативы.

— В большей степени, наверное, санкции сказа-

лись на проектах по освоению так называемой

сланцевой нефти баженовской свиты?

— Да, изначально у нас были планы развернуть

работы по освоению бажена совместно с одной

из западных компаний. Но в итоге мы выходим

на этот проект самостоятельно. Кстати, недавно

он получил статус национального благодаря тому

комплексу инновационных технологий, которые

мы разрабатываем и внедряем на бажене.

— О каких технологиях идет речь?

— Наш опыт работы с баженовской свитой

на Пальяне и на Вынгаяхинском месторождении

позволил нам выработать четкую экспертную по-

зицию: успешное освоение подобных залежей

невозможно без эффективного применения тех-

нологий по созданию искусственной проницае-

мости в пласте. То есть в случае с баженом важ-

но не просто пробурить скважину и получить до-

ступ к пласту, но и одновременно решать задачи

по стимулированию притока и созданию зон ис-

кусственной трещиноватости. Речь идет о тех-

нологиях заканчивания скважин, включающих

в себя проведение многостадийного гидрораз-

рыва пласта (ГРП). А наша сегодняшняя задача —

сделать эти технологии дешевыми и эффектив-

ными. Впрочем, вопрос стоимости применяемых

технологий остро стоит не только для нетради-

ционных запасов, но и для всех залежей, относя-

щихся к разряду трудноизвлекаемых, — с низкой

проницаемостью и сложной геологией. И один

из ключевых моментов на пути к  снижению

стоимости скважин — работа над новыми эле-

ментами технологий ГРП. Сюда входят разра-

ботка новых рецептур флюидов разрыва, совер-

шенствование свойств проппанта и создание

технологий контроля и оценки эффективности

гидроразрыва пласта, в том числе симулятора

ГРП для баженовской свиты, прототип которого

нами уже разработан в сотрудничестве с Москов-

ским физико-техническим институтом.

— Внедрение новых технологий — занятие за-

тратное. Каким образом осуществляется их

поиск и принимается решение о необходимости

той или иной технологии?

— В компании разработана Технологическая

стратегия блока разведки и добычи. Ее цель как

раз — обеспечивать максимальное соответствие

разрабатываемых технологий потребностям на-

ших активов. Техстратегия состоит из 9 долго-

срочных программ, включающих более 60 проек-

тов. Выбор проектов и, соответственно, дальней-

ший поиск подходящих технологий проводятся

на основе приоритизации и комплексного ана-

лиза всех производственных вызовов наших до-

черних обществ. Это важный момент — решая,

нужна ли нам та или иная технология, мы, в пер-

вую очередь, отталкиваемся от реальных произ-

водственных задач, неважно — сиюминутных

или перспективных. В качестве примера могу

привести Мессояху. По мере разработки этого

месторождения выяснилось, что мы недооцени-

вали его геологическую сложность, и даже гори-

зонтальные скважины здесь могут оказаться не-

эффективными. Но мы смогли быстро найти

решение — это бурение fishbone, то есть гори-

зонтальных скважин с несколькими отходами,

которые напоминают по форме рыбий скелет.

В прошлом году мы успешно пробурили несколь-

ко таких скважин, а в этом году их тиражируем.

— Каких партнеров компания привлекает при

решении технологических задач?

— Мы работаем и с иностранными, и с отече-

ственными компаниями, причем как в области

сервисных услуг, так и в научной сфере. Сегодня

мы не хотим ограничиваться технологическими

решениями, присутствующими лишь на россий-

ском рынке. Мы ищем доступ ко всем решени-

ям, которые, в принципе, есть в нефтянке в ми-

ровом масштабе. Но речь не идет о покупке го-

товых решений, ведь их в любом случае еще

нужно адаптировать под геологические усло-

вия наших месторождений. Поэтому, фактиче-

Сегодня мы ищем доступ ко всем решениям, которые есть в нефтянке в мировом масштабе. И совместно с технологическими лидерами отрасли формируем долгосрочные программы, направленные на равноправное сотрудничество

30

№4/141 май 2017

Стратегия

ски, мы совместно с технологическими лидера-

ми отрасли формируем долгосрочные програм-

мы, которые направлены на создание новых

решений, на равноправное сотрудничество. Кста-

ти, нельзя не отметить, что санкции создали дей-

ственный стимул для совершенствования тех-

нологической базы отечественных сервисных

компаний. Их конкурентоспособность в сегмен-

те высокотехнологичных услуг стабильно рас-

тет. В частности, мы уже наблюдаем бурное раз-

витие отечественных технологий для бурения

горизонтальных скважин, которые, в общем-то,

не уступают западным аналогам, а иногда даже

и  превосходят их.

— Если говорить о долгосрочной стратегии раз-

вития добывающих активов «Газпром нефти»,

как бы вы ее оценили — как экстенсивную или

интенсивную?

— Наверное, как комбинированную. Мы вве-

ли в разработку несколько крупных месторож-

дений, в частности, Мессояху и Новый Порт,

и на базе построенной инфраструктуры еще

много лет будем наращивать добычу. Кроме того,

в результате реализации технологической страте-

гии, использования новых технологий мы вовле-

каем дополнительные запасы на наших старых

месторождениях. Все это — интенсивный путь

развития. Особняком здесь стоит баженовская

свита — это принципиально новый тип запасов,

но их разработку мы начнем в регионах тради-

ционной добычи, на уже осваиваемых месторож-

дениях с развитой инфраструктурой. Есть у нас

интересы и вне периметра «Газпром нефти». Са-

мый простой путь развития здесь — сотрудниче-

ство с «Газпромом» при разработке подгазовых

залежей — нетронутых запасов жидких углево-

дородов на месторождениях газа. Смотрим мы

и на принципиально новые для нас источники

роста, собираемся и дальше развивать геолого-

разведку, в том числе активно проводить развед-

ку на шельфе, изучаем новые международные

активы, в которые можем в перспективе войти.

— А какие страны за рубежом компании наибо-

лее интересны?

— Сегодня ключевым направлением развития

«Газпром нефти» за пределами России остает-

ся Ближний Восток. Мы активно работаем над

расширением бизнеса в регионе присутствия —

в Ираке, где «Газпром нефть» является операто-

ром крупного проекта «Бадра» и ведет работу

в Курдском регионе Республики Ирак. Также мы

смотрим новые опции в Иране. В декабре про-

шлого года был подписан Меморандум о взаимо-

понимании с Национальной иранской нефтяной

компанией, в рамках которого сейчас изучаются

два блока на суше.

— Насколько компания оказывается конкурен-

тоспособной на зарубежных рынках?

— Зависит от рынка. На Ближнем Востоке, на-

пример, «Газпром нефть» обладает вполне оче-

видными конкурентными преимуществами —

успешным опытом работы в регионе и значи-

мым технологическим потенциалом. При этом

практика компании по вхождению в проекты

за рубежом свидетельствует о том, что коопера-

ция предпочтительнее конкуренции как с точ-

ки зрения возможности разделить риски, тради-

ционно высокие для зарубежных проектов, так

и с точки зрения обмена компетенциями. Напри-

мер, на Бадре мы успешно сотрудничаем с ко-

рейской KOGAS, малазийской Petronas и турец-

кой TPAO. В Иране компания также рассматрива-

ет возможность развития в рамках консорциума

партнеров. Наша задача при зарубежной экспан-

сии — делая ставку на технологические компе-

тенции, зарекомендовать себя в качестве партне-

ра, к взаимовыгодному сотрудничеству с кото-

рым будут стремиться мировые лидеры.

— Что, на ваш взгляд, сегодня является наибо-

лее серьезным драйвером роста для компании?

— Их несколько. Очень важны технологическое

развитие, в которое мы инвестируем значитель-

ные средства, активное применение цифровых

технологий, организационная эффективность.

Мы делаем серьезный акцент на обучении на-

ших сотрудников, на постоянном профессио-

нальном росте. В отрасли есть проблемы с кадра-

ми — нефтянка сегодня развивается быстрее,

чем новые знания поступают в  университеты

и становятся доступными студентам. Поэтому

«Газпром нефть» активно сотрудничает с целым

рядом вузов, создавая собственные кафедры

и учебные программы. Эти проекты мы также

считаем серьезными нужными инвестициями,

которые обязательно дадут свой эффект в буду-

щем и будут содействовать нашему росту.

31

НАУКА В ЦЕНТРЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР «ГАЗПРОМ НЕФТИ» ЗАНИМАЕТСЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ РАЗВИТИЕМ КОМПАНИИ

Успешное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти и остаточных ресурсов на зрелых месторождениях напрямую зависит от применения инновационных технологий. Их поиском и внедрением, а также аналитической, методической и научно-технической поддержкой разведки и добычи нефти в компании занимаются специалисты Научно-технического центра «Газпром нефти» Текст: Сергей Маляров

32

№4/141 Май 2017

Активы

О том, что эра легкой нефти прошла, го-

ворят примерно с начала 2000-х. За по-

следние несколько лет этот тезис пол-

ностью подтвердился и дал толчок се-

рьезному технологическому развитию отрасли.

Основные проблемы, с которыми приходится

сталкиваться нефтяникам, — значительное со-

кращение толщины залежей и их низкая прони-

цаемость. За последние пять лет продуктивность

пластов, на которых «Газпром нефть» начинает

бурение, уменьшилась в пять раз. Тем не менее

компания смогла остановить падение добычи

на зрелых месторождениях и начать осваивать

новые запасы, которые еще достаточно недав-

но считались непригодными для разработки.

В  первую очередь добиться этого удалось благо-

даря реализации технологической стратегии бло-

ка разведки и добычи.

ТЕХНОЛОГИИ На СТаРТЕ

Принятая в «Газпром нефти» в 2014 году стра-

тегия технологического развития в сфере раз-

ведки и добычи нефти охватывает самые раз-

ные направления — от технологий геологораз-

ведки до разработки нетрадиционных запасов

и подгазовых залежей. Ее цель — своевременно

и эффективно отвечать на возникающие тех-

нологические вызовы. По сути, это и стратегия

инновационного развития компании, и логиче-

ское продолжение общей стратегии развития

33

34

№4/140 Май 2017

Активы

Центр сопрово-ждения буре-ния — един-ственная в отрасли пло-щадка, обеспе-чивающая экс-пертное сопровождение бурения высо-котехнологич-ных скважин

бизнеса. Разработчиком девяти программ тех-

стратегии стали эксперты Научно-технического

центра компании (НТЦ), здесь же управляют про-

цессом внедрения новых технологий.

Важной особенностью и действующим ин-

струментом реализации техстратегии стал ре-

гулярный мониторинг ключевых технологи-

ческих потребностей каждого из добывающих

активов компании. Исходя из существующих вы-

зовов и особенностей месторождений в различ-

ных регионах, сотрудники дочерних предприя-

тий «Газпром нефти» совместно со специалиста-

ми НТЦ и Корпоративного центра формируют

технологические планы для конкретного актива.

Эти планы становятся частью стратегии разви-

тия предприятия, что в итоге позволяет обеспе-

чивать преемственность и соответствие актуаль-

ным потребностям «дочек» разрабатываемых тех-

нологий, а также своевременность их внедрения.

В целом подход дает возможность максимизиро-

вать выгоду от применения инновационных тех-

нологий на месторождениях компании.

На ПОРОГЕ БаЖЕНа

В числе основных направлений техстратегии

«Газпром нефти» — освоение трудноизвлекаемых

(ТРИЗ) и нетрадиционных запасов. Что касается

ТРИЗ, то их разработка требует не только приме-

нения нового оборудования, технологий и под-

ходов, но и использования современных инфор-

мационных программ, которые помогают мак-

симально эффективно использовать огромный

объем геологической и геофизической информа-

ции, получаемой с месторождений.

Такие IT-проекты объединены в отдель-

ное направление техстратегии, получившее

название «Электронная разработка активов»

(ЭРА). В рамках этой программы создаются

IT-инструменты для интегрированного проекти-

рования месторождений, автоматизированного

управления добычей, эффективного взаимодей-

ствия с подрядными организациями и т.д. Раз-

работку решений ЭРА ведет ИТСК, специализи-

рованная дочерняя компания «Газпром нефти»,

при методологической поддержке сотрудников

НТЦ и Корпоративного центра «Газпром нефти».

Также внедрение проектов ЭРА курирует депар-

тамент информационных технологий, автома-

тизации и телекоммуникаций блока разведки

и добычи.

35

Другая задача, в решении которой актив-

ное участие принимают специалисты НТЦ, —

создание комплекса отечественных техноло-

гий и высокотехнологичного оборудования для

разработки запасов баженовской свиты. Одна

из особенностей бажена — крайне низкая про-

ницаемость пластов — около 0,01 мД, при сред-

ней проницаемости «хороших» месторожде-

ний Западной Сибири сегодня порядка 1–5 мД.

Поэтому, наравне с умением находить наибо-

лее перспективные участки, одним из ключе-

вых моментов для успешного освоения баже-

на становится создание зон искусственной про-

ницаемости и поиск эффективных технологий

стимулирования пласта. В 2016 году в рамках

программы по разработке нетрадиционных за-

пасов «Газпром нефть» представила собствен-

ное программное обеспечение, позволяющее

максимально эффективно рассчитать элемен-

ты гидроразрыва пласта — одной из главных

технологий для стимуляции пласта с нетради-

ционными нефтегазовыми запасами. Симуля-

тор создан специалистами НТЦ совместно с Мо-

сковским физико-техническим институтом

(МФТИ) и стал единственным в мире IT-продук-

том, разработанным непосредственно для

баженовских пластов.

У нас есть представители «привычных» нефтяных специальностей, но работает и большое число физиков и математиков. Опыт использования технологий и нарабо‑ток, созданных в Западной Сибири в 1960‑е годы, уже неприменим в других регионах или на новых участках той же Западной Сибири. Чтобы освоить трудноизвлекае‑мые запасы, нам нужно перейти к науч‑ному инжинирингу и практически с нуля создавать нужные инструменты и про‑граммные продукты. А это большой науч‑ный труд. Поэтому мы собрали у себя выход‑цев из фундаментальных наук и используем их знания, решая прикладные задачи.

Современный мир требует инженеров, которые смотрят на эту систе‑му — пласт, скважина, обустройство, инфраструктура месторождения — как на единое целое и создают концепт оптимальной разработки, кото‑рый позволяет нам выжать из недр максимум возможного, поскольку часто приходится работать буквально на грани рентабельности.

КоммЕНТАРий

Марс Хасанов, руководитель дирек-ции по технологиям «Газпром нефти», гене-ральный директор «Газпромнефть-НТЦ»:

БУРЕНИЕ В ЦЕНТРЕ

Специалисты Научно-технического центра зани-

маются не только поиском и внедрением инно-

вационных технологий. На площадке НТЦ также

работает Центр сопровождения бурения (ЦСБ) —

единственный в российской нефтегазовой отрас-

ли объект, способный обеспечить одновременное

геологическое и технологическое экспертное со-

провождение процесса строительства высокотех-

нологичных скважин. ЦСБ осуществляет круглосу-

точный мониторинг, контроль и дистанционную

инженерную поддержку процесса строительства

наиболее сложных или уникальных скважин

на всех месторождениях компании. Сейчас на их

долю приходится около 50% ежегодного бурения

в компании.

Информация со скважин поступает в Центр

в режиме реального времени, где обрабатывает-

ся кросс-функциональной командой экспертов,

включающей геологов и специалистов-техноло-

гов по бурению. В случае необходимости опера-

тивно принимается решение о корректировке

проекта, что существенно повышает эффектив-

ность работы компании.

Всего ЦСБ в круглосуточном режиме ежегод-

но сопровождает бурение около 600 скважин лю-

бой сложности, среди которых скважины с высо-

кими нагрузками, протяженными горизонталь-

ными участками и многоствольные скважины.

Кроме того, ЦСБ контролирует бурение всех

скважин, ориентированных на добычу трудно-

извлекаемых запасов углеводородов, а также со-

провождает испытания всех новых технологий

в бурении. В среднем специалисты Центра одно-

временно сопровождают около 20 проектов.

ФИЛОСОФИЯ ИНТЕГРаЦИИ

Успешность работы Научно-технического цен-

тра в компании обусловлена сразу несколькими

факторами, среди которых важнейший — поиск

технологических решений, которые позволяют

не просто решать текущие задачи, но работают

на перспективу, давая бизнесу максимальную

прибыль. Добиться таких результатов удается,

в частности, за счет активного внедрения в НТЦ

так называемого научного инжиниринга — дис-

циплины, основанной на применении методов

и достижений фундаментальных наук при про-

ектировании, разработке и анализе производ-

ственных систем и процессов. Философия инте-

36

№4/141 Май 2017

Активы

Специалисты НТЦ работают в концепции не-фтяного инжи-ниринга — слияния фунда-ментальных наук и приклад-ных отраслевых знаний

грации науки и производства уже активно ис-

пользуется в мире во многих промышленных

областях, тем не менее нефтяная отрасль долгое

время отставала от общего тренда, а в россий-

ской нефтянке НТЦ «Газпром нефти» едва ли не

единственная компания, активно работающая

в этом направлении.

Необходимость интеграции различных от-

раслевых знаний с учетом последних научных

достижений продиктована все той же сложно-

стью запасов, с которыми сегодня нефтяникам

приходится иметь дело. Холистический под-

ход к моделированию и проектированию нефтя-

ных месторождений и объектов инфраструкту-

ры позволяет свести воедино усилия геологов,

разработчиков, обустройщиков и получить оп-

тимальное решение как с точки зрения объемов

добычи, так и экономики, что крайне важно при

низкой рентабельности месторождений. В то

же время такая интеграция и последующее эф-

фективное освоение запасов были бы невозмож-

ны без наукоемких технологий.

Новый подход требует и новых навыков

от специалистов. Сегодняшний инженер должен

обладать системным мышлением и разносторон-

ними знаниями. Именно поэтому в Научно-техни-

ческом центре работают не только люди «нефтя-

ных» специальностей — геологи, разработчики,

сейсмики, буровики, но и специалисты с базо-

вым физическим, математическим, химическим

образованием, применяющие свои знания для

решения специфических отраслевых задач.

В свою очередь НТЦ большое внимание уде-

ляет сотрудничеству с вузами и привлечению

на работу молодых специалистов. Совместная

работа ведется с МГУ им. Ломоносова, РГУ нефти

и газа им. И. М. Губкина, Московским физтехом,

а  также рядом других ведущих учебных заведений

в Санкт- Петербурге и других городах страны. Еже-

годно до 50 студентов и аспирантов проходят прак-

тику в подразделениях НТЦ в Санкт-Петербурге.

Для поддержания инновационной среды

в НТЦ работает Центр профессионального ро-

ста (ЦПР) блока разведки и добычи, оснащен-

ный современным оборудованием для прове-

дения учебных курсов. Большая часть учебных

программ создается в самом ЦПР в соответ-

ствии с потребностями различных функций бло-

ка. Преподавательский корпус ЦПР сформирован

преимущественно из сотрудников НТЦ — экспер-

тов в различных функциональных направлениях.

Кроме того, регулярно привлекаются российские

и зарубежные лекторы из крупных сервисных

компаний, университетов и научных центров.

37

Фо

то: Р

усл

ан

Ша

му

ко

в

Реализация масштабной программы модернизации нефтеперера-батывающих мощностей «Газпром нефти» позволит к 2020 году создать высокотехнологичные эффективные производства и сни-зить воздействие заводов на окружающую среду Текст: Татьяна Вильде

ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ «ГАЗПРОМ НЕФТИ»

ЧИСТЫЙ ЭФФЕКТ

Глобальным техническим перевооруже-

нием нефтеперерабатывающих заводов,

а по сути, строительством новых про-

изводств, «Газпром нефть» занимается

с 2008 года. Современные технологии, внедряе-

мые на Омском НПЗ, Московском НПЗ и  ЯНОСе

(«Славнефть — Ярославнефтеоргсинтез», в кото-

ром «Газпром нефть» контролирует 50%), позво-

ляют минимизировать выбросы в атмосферу,

практически полностью ликвидировать локаль-

ные загрязнения почвы, а также в значительной

мере очищать сточные воды. Благодаря реализо-

ванным техническим и экологическим меропри-

ятиям сформировалась устойчивая тенденция

сокращения уровня выбросов загрязняющих ве-

ществ на фоне роста объемов и глубины перера-

ботки нефти.

В частности, в результате первого этапа

модернизации (2008–2015 гг.) общее воздей-

ствие Омского НПЗ на окружающую среду сни-

зилось на 36%, МНПЗ — на 50%. За последние

11 лет ЯНОС существенно улучшил качество

промыш ленных стоков и более чем на 30% со-

кратил объем выбросов загрязняющих веществ

в атмосферу.

Еще одним значимым результатом модерни-

зации стал полный переход на выпуск топлива

стандарта Евро-5. Это означает, что из выхлоп-

ных труб автомобилей в воздух Омска, Москвы,

Ярославля и других городов, где продается то-

пливо компании, теперь попадает в десятки раз

меньше вредных веществ, чем раньше.

ОПАСНОЕ НАСЛЕДИЕ

Нефтеперерабатывающие мощности компании

строились еще в Советском Союзе, поэтому

во многом они не соответствовали современ-

ным требованиям, предъявляемым к НПЗ. Нель-

зя забывать и то, что ранее заводы размещались

в пригородах, теперь же многие из них оказа-

лись в черте города, где к производствам при-

меняются более жесткие природоохранные

требования.

Общей для всех заводов стала проблема лик-

видации «исторического наследия» — отходов

нефтепереработки, скопившихся на террито-

рии в течение многих десятилетий. Напри-

мер, на  Омском НПЗ (ОНПЗ), эксплуатируемом

с 1955 года, с 1970-х годов существовал «пруд

кислого гудрона». В 2015 году в рамках первого

этапа программы модернизации были проведе-

ны работы по откачке содержимого этого «водое-

ма» с последующей переработкой в мазут для ко-

тельных. Освободившаяся территория рекуль-

тивирована и передана городу. Кстати, новые

хранилища для кислого гудрона теперь не по-

надобятся. Современные технологии, внедряе-

мые на заводе, предполагают 100%-ную перера-

ботку подобных отходов в полезную продукцию.

Вскоре территория Омского завода будет очище-

на от полигонов, на которых утилизировались

элементы старого оборудования и промышлен-

ный мусор.

Похожие задачи пришлось решать и на  ЯНОСе.

За минувшее десятилетие предприятию удалось

38

№4/141 мАй 2017

Переработка

снижается — с 51 тыс. тонн отходов в 2007 году

до 32 тыс. тонн в 2016 году, а к 2024 году плани-

руется завершить их утилизацию.

Масштабные работы были развернуты

на  Московском НПЗ (МНПЗ), где вопрос «истори-

ческого наследия» стоял особенно остро. На тер-

ритории завода находились старые очистные со-

оружения, буферный пруд, шламовые амбары,

несколько устаревших подземных резервуаров.

«МНПЗ, как любой другой нефтеперерабатываю-

щий завод в мире, — предприятие повышенной

опасности, поэтому решение вопросов эколо-

гической безопасности для нас — первый при-

оритет, — подчеркнул генеральный директор

«Газпромнефть-МНПЗ» Аркадий Егизарьян. —

А учитывая то, что предприятие находится

в черте мегаполиса, — это еще и вопрос повы-

шенной ответственности».

В первую очередь предстояло очистить пред-

приятие от нефтесодержащих отходов, накопив-

шихся за время его работы с 1938 года. Работы

начались с ликвидации шламовых амбаров. Для

этих целей был выбран метод биологической

утилизации, который позволил преобразовать

шлам в почвогрунт, используемый для отсыпки

дорог и благоустройства территории завода.

Затем приступили к ликвидации буферного

пруда и вывоза отходов на специально оборудо-

ванные полигоны. На освобожденной террито-

рии проводилась рекультивация почвы.

«За пять лет было утилизировано более

180 тыс. тонн нефтесодержащих отходов, ликви-

дированы объекты их накопления, — рассказал

начальник управления промышленной безопас-

ности и охраны окружающей среды МНПЗ Юрий

Ерохин. — Московский НПЗ первым из нефте-

перерабатывающих заводов России завершил

ликвидацию всех исторически накопленных не-

фтесодержащих отходов. Эти мероприятия по-

зволили освободить 15 га территории под новое

строительство».

ЗЕмЛЯ ПОД ЭКОПРОЕКТЫ

На рекультивированных участках развернулось

строительство новых высокотехнологичных объ-

ектов. Именно на такой территории МНПЗ в кон-

це 2012 году были возведены закрытые механи-

ческие очистные сооружения (ЗМОС). Их запуск

позволил вывести из эксплуатации старые очист-

ные, а в 2014 году в полном объеме завершить

в 3,5 раза сократить количество ранее накоплен-

ных отходов. В частности, в 2012 году морально

и физически устаревшая установка по переработ-

ке нефтешлама заменена на новую производи-

тельностью 12 куб. м/ч. Сегодня весь объем вновь

образующихся и часть накопленных ранее не-

фтешламов или вывозится на переработку в спе-

циализированные организации, или перераба-

тывается предприятием самостоятельно. Как

следствие, количество накопленных ЯНОСом

опасных производственных отходов неуклонно

39

Угольные филь-тры — послед-ний редут очист-ных сооружений «Биосфера». Их задача — удаление орга-нических соеди-нений

работы по их демонтажу с последующей рекуль-

тивацией освободившихся территорий.

На территории бывшего буферного пруда

МНПЗ сейчас реализуется важный экологиче-

ский проект общей стоимостью более 9 млрд ру-

блей — строительство современных биологи-

ческих очистных сооружений «Биосфера». Объ-

ект планируется ввести в эксплуатацию к концу

2017 года. В проекте применены технологии, ко-

торые повысят эффективность очистки сточных

вод до 99%. Это очень высокий показатель даже

для современных европейских НПЗ. Многоблоч-

ная система биологической очистки позволит

возвращать в производство более 75% оборот-

ной воды и сократить забор свежей речной воды

в 2,5 раза.

Но если московский проект близок к завер-

шению, то на Омском НПЗ строительство новых

очистных сооружений закрытого типа начнется

в этом году. Инвестиции «Газпром нефти» в про-

ект оцениваются более чем в 17 млрд рублей.

В январе 2017 года он получил положительное

заключение Главгосэкспертизы.

Ввод в эксплуатацию новых очистных соору-

жений позволит сократить воздействие на атмо-

сферу на 95%, сократить площадь, занимаемую

сооружениями, со 159 до 9,5 га, до 70% исполь-

зованной воды будет возвращаться на повтор-

ное использование. Производительность соору-

жений увеличится на 20%, до 3450 кубометров

в час. Это позволит создать резерв для подключе-

ния к очистным сооружениям новых производ-

ственных установок.

По словам главного инженера «Омскнеф-

техимпроекта» (ОНХП — компания, выпол-

нившая проект «Биосфера») Любови Деряби-

ной, для России проект новых очистных со-

оружений ОНПЗ уникален с точки зрения

набора технологических процессов. Примене-

ние мембранных биореакторов — это важная

инновация, отличающая новую систему био-

логической очистки от предыдущей. «Принци-

пиальные новшества — очистка отходящих га-

зов с помощью современных газоконвекторных

камер и возможность возврата уловленного

нефтепродукта в производство», — пояснила

Любовь Дерябина.

ГЕРмЕТИЧНАЯ ОТГРУЗКА

Еще одно эффективное направление програм-

мы модернизации — реконструкция и стро-

ительство систем герметичной отгрузки

40

№4/141 мАй 2017

Переработка

БИологИческИе очИстные сооруженИя «БИосФерА» МоскоВского нПЗМногоступенчатая фильтрация поможет достичь лучших мировых характеристик очистки воды

41

За состоянием окружающей среды на ЯНОСе следит экоана-литический центр и... пред-ставители жи-вой природы

нефтепродуктов в автомобильный и железнодо-

рожный транспорт.

На МНПЗ уже внедрена технология герметич-

ного налива битума в автомобильные цистерны.

После реконструкции большая битумная уста-

новка превратилась в современный высокотех-

нологичный комплекс и стала крупнейшей в Ев-

ропе по объемам выпускаемой продукции — по-

тенциальная мощность до 1,7 млн тонн битумов

в год. При таких масштабах максимальная герме-

тизация процесса налива топлива в автоцистер-

ны дополнительно снижает воздействие пред-

приятия на окружающую среду.

На ЯНОСе в период с 2005 по 2016 годы уже

построены пять автоматизированных установок

точечного налива нефтепродуктов. Это позволи-

ло заводу обеспечить экологически безопасную

отгрузку всех видов продукции.

«Наша главная задача — развитие производ-

ства без ущерба для окружающей среды. Посто-

янное снижение объема выбросов загрязняю-

щих веществ в атмосферу, полная ликвидация

отходов, максимально возможная очистка сточ-

ных вод — основные направления деятельно-

сти предприятия в сфере защиты окружающей

среды, — рассказывает генеральный директор

«Славнефть-ЯНОСа» Николай Карпов. — Ради

этого мы инвестируем значительные средства

в строительство природоохранных объектов,

активно благоустраиваем санитарно-защитную

зону Южного промышленного узла Ярославля

и недавно полностью перешли на герметичную

отгрузку всех нефтепродуктов, исключающую

выбросы в атмосферу и загрязнение почвы».

В 2017 году на Омском НПЗ началось стро-

ительство автоматической установки такто-

вого налива нефтепродуктов в железнодорож-

ные цистерны (АУТН-1) производительностью

1,2 млн тонн в год. В этот проект «Газпром нефть»

вложит 2,8 млрд руб. Установка будет оснащена

современной системой угольных фильтров, по-

зволяющей поглощать до 99% паров нефте-

продуктов и возвращать их в цикл вторичной

нефте переработки, — испарение останется

только при непосредственном закрытии люка

цистерны.

В рамках экологических мероприятий Мо-

сковский и Омский НПЗ начали использовать

криогенную технологию получения азота: за счет

внедрения нового экологически чистого способа

получения азота путем его выделения из воздуха

при помощи сверхнизких температур. Это позво-

42

№4/141 мАй 2017

Переработка

Фо

то: Н

ик

ол

ай

кр

ив

ич

, вл

ад

им

ир

аН

тр

оп

ов

лило отказаться от устаревшей технологии полу-

чения азота методом сжигания природного газа,

что приводило к образованию углекислого газа

в качестве побочного продукта. Благодаря этой

технологии выбросы углекислого газа в атмосфе-

ру обоих заводов существенно сократились.

ПОЛИТИКА ОТКРЫТОСТИ

Ориентируясь на эффективное природополь-

зование своих перерабатывающих мощностей,

«Газпром нефть» также внедряет современные

методы мониторинга экологической ситуации

и делает полученные данные открытыми для

государственных контрольных служб и граж-

дан. Такой принцип не только способствует по-

вышению безопасности эксплуатации заводов,

но и формирует доверие общественности к дея-

тельности предприятий.

На Московском НПЗ внедрена комплексная

система строгого экологического мониторин-

га. В состав системы входит автоматизирован-

ный контроль за воздействием производства

на атмосферу (АСМВ). Датчики системы смон-

тированы на восьми ключевых установках, ко-

торые передают информацию по каналам авто-

матической передачи данных государственным

контролирующим органам. Данные системы эко-

логического мониторинга доступны и на сайте

МНПЗ, они также транслируются на светодиод-

ном экране — «Экоинформере». Теперь все заин-

тересованные горожане в режиме on-line могут

получать информацию о состоянии атмосферно-

го воздуха на территории предприятия и в его

окрестностях.

Установленная на Московском нефтеперера-

батывающем заводе система мониторинга стала

первой в нефтеперерабатывающей отрасли Рос-

сии. Даже в Европе далеко не все нефтезаводы

оснащены подобными системами.

В ближайшей перспективе этот опыт будет

распространен на все предприятия компании.

Прежде всего — на ОНПЗ, где раздел «Экоинфор-

мер» пока функционирует только на сайте. В на-

стоящее время там публикуется информация

о состоянии воздуха и экологической обстанов-

ке в границах санитарно-защитной зоны ОНПЗ

по пяти ключевым показателям — содержанию

в воздухе оксида углерода, диоксида азота, диок-

сида серы, сероводорода и фенола. Ежедневный

производственный экологический контроль про-

водится независимой лабораторией в 7 точках

по 13 веществам.

Для осуществления постоянного контроля

над состоянием окружающей среды на  ЯНОСе

и в санитарно-защитной зоне предприятия дей-

ствует экоаналитический центр, в который

входят две лаборатории: контроля воздушной

среды и инвентаризации источников загряз-

нения и контроля качества сточной и питье-

вой воды. Наряду с этим завод располагает дву-

мя мобильными лабораториями мониторинга

окружающей среды.

ЗДОРОВЫй РОСТ

Масштабные преобразования заводов продолжа-

ются. Второй этап программы (2016–2020 гг.) на-

правлен на повышение эффективности НПЗ: по-

вышение глубины переработки нефти до уровня

95%, увеличение доли производства светлых не-

фтепродуктов, а также дальнейшее снижение не-

гативного воздействия на окружающую среду.

В числе крупнейших проектов — строитель-

ство на Московском НПЗ комбинированной уста-

новки переработки нефти «Евро+», которая позво-

лит довести объем переработки до 12 млн тонн

в год и при этом снизить удельную нагрузку

на окружающую среду за счет вывода из эксплу-

атации морально и экологически устаревающих

установок.

Кроме того, на Омском НПЗ недавно старто-

вал проект строительства новой установки пер-

вичной переработки нефти, которая станет од-

ной из крупнейших в России.

По мере выполнения второго этапа програм-

мы модернизации в 2020 году общее воздействие

на окружающую среду МНПЗ сократится еще

на 50%, на 39% уменьшится влияние на атмосфе-

ру за счет полного вывода из эксплуатации уста-

ревающего оборудования.

Не менее амбициозные планы «Газпром

нефть» намерена реализовать на Омском нефте-

перерабатывающем заводе. К 2020 году глубина

переработки нефти на ОНПЗ достигнет 97%. Соот-

ветственно, переработка одной тонны сырой неф-

ти позволит получать до 970 кг нефтепродуктов

товарного качества, что станет рекордным пока-

зателем для России. Повысится качество выпуска-

емой продукции, улучшатся экологические харак-

теристики моторного топлива и, соответственно,

снизится воздействие на окружающую среду.

43

ПЛАТФОРМА ЭФФЕКТИВНОСТИВ БЛОКЕ ЛОГИСТИКИ, ПЕРЕРАБОТКИ И СБЫТА «ГАЗПРОМ НЕФТИ» СОЗДАЕТСЯ ЦЕНТР УПРАВЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ

«Газпром нефть» одной из первых в мире делает попытку создать полноценное цифровое решение, которое объединило бы нефтепереработку, логистику и сбыт и позволило существенно повысить операционную эффективность компании. Ключевым агрегатором и катализатором проекта станет Центр управления эффективностью, открывшийся в мае в Санкт-Петербурге Текст: София Зорина

44

№4/141 МАЙ 2017

Эффективность

Элементы цифровизации неуклонно вхо-

дят в нашу жизнь. Но в случае с такой

сложнейшей технологической отраслью,

как нефтепереработка, говорить о комплексных

цифровых решениях с использованием элемен-

тов Индустрии 4.0 пока не приходится. Причем

это касается не только российских, но и миро-

вых лидеров отрасли. Есть решения, которые по-

зволяют оптимизировать технологические про-

цессы; есть системы, следящие за надежностью

или энергоэффективностью производства; есть

разработки в области скользящего планирова-

ния деятельности; наконец, существуют и уже

успешно используются алгоритмы для преди-

ктивной аналитики. Но все эти системы, реше-

ния, программы не связаны между собой в рам-

ках единой платформы. В мировой практике

такой платформы нет не только для всей цепоч-

ки добавленной стоимости — от переработки

до сбыта, но даже и в рамках одного завода.

Между тем именно здесь кроется существен-

ный потенциал для повышения эффективно-

сти операционной деятельности, ведь эффек-

тивность отдельных технологических элементов

и процессов сегодня уже близка к предельной.

Для реализации этого потенциала в блоке ло-

гистики, переработки и сбыта (БЛПС) «Газпром

нефти» и создается Центр управления эффектив-

ностью (ЦУЭ).

ФИЛОСОФИЯ ИНТЕГРАЦИИ

Несмотря на то что мировая потребность в про-

дуктах нефтепереработки по-прежнему растет,

их маржинальность для отдельно взятого заво-

да — величина крайне капризная. Она зависит

от мировых цен на нефть и текущего налогово-

го режима, от глубины переработки на конкрет-

ном производстве и успешности альтернативной

энергетики в регионах сбыта. В таких условиях

прибыльность НПЗ постоянно находится под

угрозой, а повышение эффективности производ-

ства, независимо от сиюминутной конъюнкту-

ры, — не роскошь, а насущная задача.

Понимание этих отраслевых истин позво-

лило «Газпром нефти», невзирая на благоприят-

ную рыночную ситуацию, начать активную ра-

боту по модернизации и автоматизации активов

БЛПС еще в 2008 году. Сегодня средствами авто-

матизированного мониторинга охвачены до 90%

технологических параметров и материальных

потоков по всей цепочке добавленной стоимо-

сти, более 150 000 контрольно-измерительных

приборов будут передавать информацию в ЦУЭ.

Тем временем компания столкнулась с ха-

рактерной для больших производств пробле-

мой — дальнейшая линейная автоматизация ве-

дет к многократному увеличению получаемых

данных, обработать которые привычными вы-

числительными средствами и тем более челове-

ческими ресурсами просто невозможно. К тому

же разрозненные системы позволяют улучшать

тот или иной процесс, но не дают комплексного

эффекта. Достаточно привести в пример произ-

водительность технологических установок — со-

временные системы управления позволяют ве-

сти технологический процесс в оптимальных

с точки зрения производительности режимах.

Но если эти системы не учитывают, что есть еще

такие факторы, как энергоэффективность и на-

дежность оборудования, то повышенные затра-

ты энергоресурсов или быстрый износ оборудо-

вания могут свести на нет весь экономический

эффект от максимальной производительности.

«Этот пример можно распространить и на всю

цепочку добавленной стоимости, которая в слу-

чае с  нефтепереработкой вертикально-интегри-

рованной компании включает в себя, помимо

НПЗ, логистические и сбытовые активы, — гово-

рит руководитель Центра управления эффектив-

ностью Ирина Мартынова. — Так, казалось бы,

выгодное компании повышение выпуска про-

дукции, в случае несогласованных действий, лег-

ко может привести к невозможности ее своевре-

менной отгрузки на нефтебазы и финансовым

потерям последних».

Философия цифровизации, или Индустрии 4.0,

говорит о том, что дальнейшее значительное по-

вышение эффективности производственных

процессов возможно только благодаря исполь-

зованию принципиально новых инструментов,

таких как Big Data, нейросети, масштабное при-

менение интеллектуальных систем, роботи-

зация. Но стержнем всей концепции остается

Более половины технологических установок на НПЗ компании оснащены автоматизированными системами управления

45

идея интеграции различных систем и свобод-

ного обмена данными между ними. «Холисти-

ческий подход к управлению производством

как единым целым — вот задача, которую бу-

дут пытаться решить в Центре управления эф-

фективностью «Газпром нефти», — констатирует

Ирина Мартынова.

ЦИФРОВОЙ АКТИВ

К эре цифровизации нефтепереработка «Газпром

нефти» подошла с солидным багажом решений

в области автоматизации. Именно они лягут

в основу рабочей платформы для ЦУЭ. Задача

Центра на ближайшее время — объединить все

активы, входящие в цепочку добавленной стои-

мости, с помощью 60-дневного скользящего пла-

нирования с учетом данных за прошедший день

и предиктивной аналитики спроса на нефтепро-

дукты, надежности оборудования, качества неф-

ти. Помимо этого важным инструментом опера-

ционной деятельности Центра станет система

«Нефтеконтроль», создание которой в компании

началось еще в 2013 году. Программа позволя-

ет мониторить материальные потоки, начиная

с того момента, когда нефть поступает на НПЗ,

и заканчивая отгрузкой нефтепродуктов конеч-

ному потребителю. Благодаря анализу данных

контрольно-измерительных приборов (КИП)

программа отслеживает качество и количество

флюидов на каждом этапе перемещения пото-

ка. С ее помощью можно определять источники

отклонений и в конечном итоге выявлять

их причины.

Работа со всевозможными отклонениями

и происшествиями станет еще одной задачей

Центра. Причем специалисты будут не просто

отрабатывать последствия отклонений, но на-

ходить причины сбоев в тех или иных процес-

сах и вырабатывать рекомендации по их устра-

нению. Таким образом удастся вывести работу

с  отклонениями в рутинные операции, миними-

зировав их количество и наносимый ущерб.

Особенностью работы Центра, также отра-

жающей идею цифровизации как максималь-

ного исключения человеческого участия из про-

цесса обработки данных, станет использование

впервые возникших данных в режиме реаль-

ного времени. То есть практика сбора и даль-

нейшей обработки отчетов, составленных со-

трудниками на местах, уйдет в прошлое. В ЦУЭ

для обработки будут поступать данные с датчи-

ков либо внесенные в журналы непосредствен-

ными исполнителями. Благодаря такому подхо-

ду любые искажения сведений будут сведены

к минимуму.

Входит в планы Центра управления эффек-

тивностью и активное участие в процессе соз-

дания полноценного «цифрового производства»

на нефтеперерабатывающих заводах компа-

нии. Идея «цифрового двойника» — еще одно

детище новой философии — сегодня уже вопло-

щается в жизнь на НПЗ «Газпром нефти». К на-

стоящему времени оцифрованы две установ-

ки — гидроочистки бензинов каталитическо-

го крекинга на МНПЗ и установка первичной

переработки нефти АТ-9 в Омске. Это пилот-

ный проект, задача которого, помимо непосред-

ственного практического применения, — изу-

чить все возможности, особенности, сложно-

сти исполнения «цифрового двойника», найти

оптимальные пути его создания, чтобы в буду-

щем тиражировать решение с отдельных техно-

логических установок на технологические це-

почки и на все производство в целом. При соз-

дании этих «двойников» впервые в компании

были применены алгоритмы на основе нейро-

сетей — математических моделей, способных

самообучаться с помощью анализа больших

массивов данных, находить взаимосвязи меж-

ду отдельными параметрами и в дальнейшем

использовать эти связи для прогнозирования

развития ситуации при изменении того или

иного параметра. «Сейчас мы заложили осно-

ву для создания полноценного «цифрового заво-

да» в будущем, — объясняет начальник департа-

мента систем управления БЛПС «Газпром неф-

ти» Сергей Овчинников. — Пока наши модели

могут лишь с определенной точностью рассчи-

тывать различные параметры в любой точке

технологической установки. И  возможность

«Цифровые двойники» технологических установок дают возможность получать полную информацию о производственных процессах, моделировать и управлять ими, прогнозировать и предотвращать отказы оборудования, подбирать оптимальные режимы работы с учетом большого числа параметров

46

№4/141 МАЙ 2017

Эффективность

такого расчета уже дает ощутимые результаты.

Но мы надеемся, что в дальнейшем с помощью

«цифровых двойников» сможем получать пол-

ную информацию о производственных процес-

сах, управлять ими, прогнозировать и преди-

ктивно предотвращать отказы оборудования,

подбирать оптимальные режимы работы с уче-

том большого числа параметров, моделировать

работу не только отдельных установок, но всей

технологической цепочки или даже всего

производства».

НОВЫЕ КОМПЕТЕНЦИИ

Новая парадигма требует от сотрудников и но-

вых компетенций для своего воплощения

в жизнь. Интеграция большого количества раз-

розненных данных подразумевает, что человек,

который будет иметь дело с аккумулированной

информацией, обладает достаточными знани-

ями, чтобы видеть картину целиком. Или име-

ет возможность оперативно получить необходи-

мую экспертную поддержку. То есть речь идет

о кросс-функциональности как основном про-

фессиональном качестве будущего сотрудника

Центра управления эффективностью.

Именно поэтому на базе Центра создана про-

фильная кафедра, как часть факультета БЛПС

Корпоративного университета «Газпром нефти».

Цель курсов кафедры — научить специали-

стов видеть влияние каждой локальной задачи

на всю цепочку создания стоимости и использо-

вать горизонтальные связи при принятии реше-

ний. При этом обучение будет неразрывно связа-

но с практикой, а решению поставленных задач

поспособствует многофункциональный учеб-

ный класс с прекрасным техническим оснаще-

нием, включающим даже элементы виртуаль-

ной реальности.

ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ ЦЕНТРА УПРАВЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ ОХВАТЫВАЕТ ВСЮ ЦЕПОЧКУ ДОБАВЛЕННОЙ СТОИМОСТИ

Управление цепочкой добавленной стоимости

Управление производством

Повышение надежности оборудования*

*на основе прогнозной аналитики

Нефтеконтроль

Формирование качественных рекомен-даций с использованием инструментов анализа «больших данных»

Высокая скорость координации и урегули-рования отклонений за счет горизонтальной и вертикальной интеграции

Мониторинг всей цепочки по данным с КИПиА, агрегируе-мых в «облаках»

Планирование c использованием предиктивной аналитики и «цифро-вых двойников»

Переработка СбытВторичнаялогистика

Первичнаялогистика

ПроизводствоПБЕДобыча

1

2

3

4

Планирование/формирование

нормативных диапазоновАн

ализ

и формирование

реко

мен

даци

й

по совершенствованию

Координация

урегулирования отклонений

Мониторинг

и выявление о

ткло

нени

й

47

стандартизация реакций на отклонения и вы-

вод их в рутинные операции, прогнозная анали-

тика уменьшат время принятия решений в рам-

ках планирования деятельности с нескольких

дней до нескольких часов. А общий рост выруч-

ки за счет повышения эффективности может

составить несколько миллиардов рублей в год.

«Сегодня вся отрасль находится в процессе

цифровой трансформации, но поскольку вопро-

сов пока больше, чем ответов, есть масса сложно-

стей, — говорит Ирина Мартынова. — Тем не ме-

нее мы надеемся, что уже к 2020 году сможем

реализовать весь заложенный в Центр управле-

ния эффективностью потенциал и в дальнейшем

лишь работать над его развитием, улучшая точ-

ность и надежность функционирования систем».

ЦЕНТР В РАЗВИТИИ

Задачи, которые в перспективе должен решать

Центр управления эффективностью, охваты-

вают все аспекты управления цепочкой добав-

ленной стоимости, от регулирования техноло-

гических режимов установок до повышения

надежности оборудования и обучения новых со-

трудников. Точно просчитать весь экономиче-

ский эффект, который получит компания от ра-

боты Центра, конечно, невозможно. Но ряд пока-

зателей поддается оценке уже сейчас. Например,

работа с надежностью оборудования позволит

свести к нулю количество инцидентов на произ-

водстве за счет возможности своевременно про-

гнозировать и предотвращать отказы оборудова-

ния. Максимальная автоматизация процессов,

Основная задача Центра управления эф-фективностью — управлять всей цепочкой до-бавленной стои-мости

48

№4/141 МАЙ 2017

Эффективность

ФО

ТО: Р

УСЛ

АН

ША

МУ

КО

В, А

ЛЕ

КС

АН

ДР

ТА

РАН

— Что стало предпосылкой

к созданию Центра управле­

ния эффективностью?

— В 2007 году мы начали соз-

давать систему управления

эффективностью блока логи-

стики, переработки и сбыта.

За 10 лет в ее периметр вошли

все возможные инструменты

повышения эффективности:

программа повышения опе-

рационной эффективности,

бенчмаркинг, непрерывные

улучшения и многое другое.

Сегодня мы стоим на пороге очередной промыш-

ленной революции, дающей новые возможности.

Центр управления эффективностью — это плат-

форма, на базе которой будут собраны все лучшие

практики, технологии, которые доступны сейчас.

Но самое главное, это наша ключевая цель — раз-

вивать новые технологии, которые сегодня не ис-

пользуются в нефтяной индустрии. Результатом

этой работы должна стать единая платформа

управления переработкой и сбытом, которой

сегодня нет ни у одной компании отрасли.

— Какие ресурсы уже есть у компании для по­

строения такой платформы?

— В 2009 году мы начали реализацию програм-

мы автоматизации БЛПС. Это та основа, на кото-

рой начинает работать Центр управления эффек-

тивностью. Сотни тысяч датчиков, десятки раз-

личных систем передают информацию в Центр

и обрабатывают ее. Это и системы планирова-

ния, управления производством, управления на-

дежностью. Если говорить упрощенно, то наша

задача — перейти от десятков систем к одной, ко-

торая будет охватывать все этапы управления це-

почкой добавленной стоимости блока. У нас есть

четкие задачи, и под каждую из них будет найде-

но оптимальное цифровое решение.

— На какие сферы распространяется деятель­

ность Центра?

— Наша задача — охватить максимум, от различ-

ных технологических отклонений и операцион-

ных показателей до приоритетных для нас по-

казателей воздействия на окружающую среду,

производственной безопасности, энергоэффек-

тивности. Центр дает уникальную возможность

видеть взаимосвязь между всеми ключевыми

производственными показателями и тем самым

существенно повышать эффективность произ-

водства, параллельно снижая энергопотребление

и нагрузки на окружающую среду.

— Что компания ожидает от работы подоб­

ного Центра?

— Создание Центра стало драйвером очень важ-

ных процессов, в которых заложен большой по-

тенциал для развития и роста. Прежде всего это

масштабная цифровая трансформация бизнеса.

Это касается планирования, сбора данных, их об-

работки, анализа, предиктивной аналитики.

Чтобы управлять работой блока предиктив-

но, нужен абсолютно новый подход. В разработ-

ке находится план цифровой трансформации,

который затрагивает деятельность большинства

подразделений и дочерних обществ. Очень важ-

ными являются и те организационные измене-

ния, которые станут необходимостью в ближай-

шем будущем. Мы уже четко видим это сейчас.

Ведь работа Центра управления эффективно-

стью, как площадки для цифровой трансфор-

мации, предполагает наличие не только кросс-

функциональных компетенций у сотрудников,

но и, самое главное, наличие единой среды, ко-

торая открыта для изменений и развития.

«Мы НАчИНАЕМ МАСшТАбНую ЦИФРОВую ТРАНСФОРМАЦИю»Заместитель генерального директора «Газпром нефти» по логистике, переработке и сбыту Анатолий Чернер рассказал о Центре управления эффективностью, новых технологиях и цифровой трансформации

дИАЛОГ

49

«НАША ЗАДАЧА — ПРОДАТЬ МАКСИМАЛЬНЫЙ ОБЪЕМ С МИНИМАЛЬНЫМИ ИЗДЕРЖКАМИ»

— Какова сегодня ситуация на розничном рынке

моторных топлив?

— Я бы сказал, что ситуация непростая. Рынок из-

менился: начиная с конца прошлого года он ведет

себя нетипично. Именно в тот период, который

для розницы всегда был самым прибыльным —

а это последний и первый кварталы, — в этом

году маржа ушла в пике. Буквально. Убытка в роз-

нице у нас не было даже в первом, самом тяже-

лом, квартале. Но и заработали мы, честно скажу,

немного. Я сложившуюся ситуацию расцениваю

больше как повод мобилизоваться и своего рода

тест. Мы же для того и изменили модель органи-

зации сбытового бизнеса, чтобы работать можно

было в любых рыночных условиях.

— А что произошло? Почему рынок так резко

изменился?

— Рынок меняется в первую очередь из-за количе-

ства нефтепродукта. В этом году продукта на рын-

ке стало меньше. Почему так произошло? Пото-

му что несколько факторов сыграли одновремен-

но. Во-первых, начался очередной этап внедрения

налогового маневра. Российские НПЗ в массе сво-

ей прошли модернизацию и увеличили глубину

переработки. Но в стране до сих пор есть заводы,

где доля мазутов в общем балансе нефтепродук-

тов доходит до 40%. Для них новый виток стал

критичным — переработка стала невыгодной.

Они начали сокращать производство для внутрен-

него рынка. Экспорт — неважно, сырой нефти

или дизеля — стал для них выгоднее.

Все это происходило на фоне ухода ряда за-

водов на плановые ремонты и реконструкцию.

Но если к плановому сокращению объемов ры-

нок был готов — заблаговременно были созданы

запасы и приняты меры по восполнению выпада-

ющего ресурса, то к дополнительному — нет.

Продукта на рынке стало меньше. Оптовая

цена выросла. Маржа в рознице схлопнулась. Рост

акциза на топливо усугубил ситуацию.

— Как думаете, это надолго?

— Я думаю, надолго это или нет, не имеет прин-

ципиального значения. Маржинальность имен-

но в рознице невелика в принципе. Мы исходим

из этого. Например, и в Штатах, и в Европе роз-

ничная маржа бензина уже давно не превыша-

ет 6–8%. Это навскидку. В России еще в прошлом

году маржа бензина в рознице составляла в сред-

нем по году 11%. В текущем году мы, можно ска-

зать, приблизились к международному стандар-

ту. Но здесь важно понимать, что маржа — это

еще не доход. Это, грубо говоря, разница меж-

ду ценой закупки и ценой реализации конеч-

ному потребителю. В ней «зашиты» все прямые

и косвенные затраты, которые несет АЗС. В при-

быль розничного бизнеса идет в лучшем случае

2–2,5%. Это если мы говорим о рентабельности

по EBITDA.

— Возникает закономерный вопрос: стоят ли

эти 2% тех средств и усилий, что нефтяная

компания затрачивает на развитие собствен-

Руководитель дирекции региональных продаж «Газпром нефти» Александр Крылов о том, что происходит на розничном топливном рынке, как «Газпром нефть» планирует развивать собственный розничный бизнес и на какие решения делает ставку

50

№4/141 май 2017

Эффективность

ной розничной сети? Все-таки розница — это

не основной бизнес ВИНК.

— Мы для себя так вопрос не ставим. Вы же по-

нимаете, у нас непрерывное производство. Если

сбыта нет, производство останавливается. А соб-

ственная розничная сеть — это в первую очередь

канал гарантированного сбыта. В Америке нефтя-

ные компании как раз пришли к выводу, что 2% —

это не повод содержать собственную розничную

сеть. Поэтому они, в конечном итоге, от собствен-

ной розницы отказались. Но они могли себе это

позволить. Потому что постоянный сбыт они мо-

гут гарантировать длинными, десятилетними,

контрактами с собственниками точек продаж.

51

А в Европе другая ситуация. Там более жест-

кое антимонопольное регулирование. В Евросо-

юзе, например, длина эксклюзивных контрак-

тов на поставку топлива дилерам ограничена пя-

тью, насколько я помню, годами. Поэтому, чтобы

гарантировать себе постоянный сбыт, нефтяной

компании нужны станции в собственности. Даже

там, где на топливный рынок пришли большие

гипермаркеты, такие как Carrefour и Tesco, и фак-

тически лишили их доходности в розничном зве-

не. Чтобы хоть как-то конкурировать, нефтяным

компаниям пришлось серьезно заниматься эф-

фективностью собственных розничных сетей.

— А в России какой сценарий вам представляет-

ся наиболее вероятным?

— Я не готов говорить за весь рынок. Для себя

мы видим решение в том, чтобы найти баланс

между гарантией постоянного сбыта и издерж-

ками, связанными с ее обеспечением. Наша за-

дача — продать максимальный объем с мини-

мальными издержками. Эта задача решается

на нескольких уровнях. Во-первых, на уровне

организационно-управленческих решений. Это

когда затраты сокращаются, например, за счет

передачи функций по обслуживанию станций

на аутсорсинг. А дополнительный трафик и до-

ход генерятся за счет развития нетопливной со-

ставляющей — кафе, магазина и так далее. Сле-

дующий уровень — более тонкий. Для управле-

ния затратами и привлечения дополнительного

трафика мы используем партнерский ресурс. Сле-

дующий уровень — цифровой. Это создание еди-

ной технологической платформы для всего сбы-

та. Ресурс организационно-управленческих реше-

ний мы использовали практически весь. Сейчас

вплотную приступаем к работе с партнерами

и созданию сбытовой платформы.

— Под работой с партнерами вы что имеете

в виду?

— Я имею ввиду привлечение партнеров к опе-

рационному управлению нашими собственными

станциями. После реорганизации мы видим до-

ходность не просто в каждом канале. Мы видим

доходность каждого объекта — то есть каждой

отдельно взятой АЗС. И причины, по кото рым

у одной станции доходность высокая, а у дру-

гой — низкая. Это дает нам возможность для

каждой станции просчитать оптимальную мо-

дель работы — в зависимости от локации, тра-

фика и рынка. Это уже тонкие настройки. Есть

пул станций, которые работают максимально эф-

фективно под нашим собственным управлением.

Есть станции, которые будут эффективнее, если

их перевести в автоматический режим. И есть

станции, для которых оптимальное решение —

отдать их в операционное управление партнеру.

Такой подход к управлению пулом собствен-

ных станций — это общепринятая мировая прак-

тика. Именно таким путем пошли европейские

нефтяные компании в свое время. Например,

BP сама управляет только третью своих станций.

Остальными станциями управляют партнеры.

— Как именно вы планируете задействовать

партнеров?

— Базовых моделей работы с партнерами мы для

себя выбрали три. Станция передается в управ-

ление дилеру. Станция передается в управление

профессиональному ритейлеру. Станция переда-

ется в операционное управление индивидуально-

му предпринимателю. В каждой из моделей есть

свои нюансы. Но принцип у всех один. Компания

управляет доходной частью — поставками топли-

ва, а партнер расходной — эксплуатацией АЗС.

Партнер при этом прямо заинтересован и в росте

прокачки, и в сокращении операционных расхо-

дов. Потому что от этого зависит его доход. Пилот-

ные проекты у нас идут с 2014 года. Результатом

мы довольны. Посмотрим, какой будет эффект

от масштабирования. В любом случае мы не соби-

раемся передавать партнерам все наши станции.

Только те, управлять которыми партнер сможет

лучше, чем мы, — в силу тех или иных причин

— А нет ли опасений, что партнеры не  смогут

обеспечить принятые в компании стандар-

ты качества сервиса, да и самого продукта?

Не зря же говорят — хочешь сделать хорошо,

сделай сам…

— Контроль качества топлива и сервиса мы остав-

ляем за собой. Это даже не обсуждается. Всем

Будущее за сбытовой платформой — цифровой площадкой, где любой из участников рынка моментально получает необходимое ему решение

52

№4/141 май 2017

Эффективность

партнерам ставится жесткое условие — они долж-

ны соблюдать наши внутренние стандарты опера-

ционной деятельности.

Все станции, которые работают под брендом

сети АЗС «Газпромнефть», мы контролируем оди-

наково, по единому корпоративному стандарту.

Вне зависимости от того, кто ими управляет —

мы или партнер.

— Напрашивается еще один вопрос: в компании

очень хорошо развита компетенция «управле-

ние сопутствующим бизнесом», есть собствен-

ный успешный нетопливный бренд. Зачем ну-

жен профессиональный ритейлер? Нет ли

здесь противоречия или даже конфликта

интересов?

— Противоречия нет. Есть две взаимодополняю-

щие истории. Профессиональный ритейлер, рабо-

тающий в отрасли, в любом случае обладает бОль-

шими возможностями и компетенциями в ча-

сти организации работы магазина, чем нефтяная

компания. Он может качественно изменить пред-

ложение товаров на станции. А это дополнитель-

ный трафик и дополнительные литры реализо-

ванного продукта. Мы же не все станции отдаем

в управление ритейлерам. Только те, локация ко-

торых позволяет перевести магазин на АЗС в фор-

мат «удобного магазина» с расширенным ассор-

тиментом товаров, где будут, в том числе, свежие

продукты. Мы можем сделать это своими силами.

Вопрос — зачем. Профессионал сделает это лучше

и с меньшими затратами. Это во-первых.

Во-вторых, нетопливный бизнес — это ведь

не только кафе и магазин. Например, мы сей-

час работаем над новым дизайном наших стан-

ций. Прототип уже построили. Так вот, идея раз-

работки нового дизайна станции была не в кра-

соте. Нам важно, чтобы станция не просто была

красивой, а чтобы она еще и дополнительный до-

ход приносила. В этом ее ключевая идея. На но-

вой станции приносить доход будут даже стены.

Буквально. Потому что мы превратили их в ре-

кламные площади — с внешней стороны в сте-

ны вмонтированы LCD-экраны для трансляции

рекламы. Сторонних рекламодателей в том числе.

Вы удивитесь, но АЗС — это одна из  немногих

точек, где можно гарантированно получить ре-

кламную аудиторию. Вы когда по трассе едете,

вы же смотрите на дорогу, а не на рекламные

щиты. А когда вы вышли из машины, чтобы за-

правиться, вы фиксируете взгляд на том, что при-

влекает внимание. А теперь давайте посчитаем

годовой трафик федеральной сети АЗС. Сколь-

ко это сотен миллионов глаз? Я, кстати, вполне

допускаю, что на «сопутке» и рекламе мы в ко-

нечном итоге будем зарабатывать больше, чем

на топливе.

— То есть вы считаете, что будущее в топлив-

ной рознице за развитием нетопливной состав-

ляющей бизнеса?

— Нетопливный бизнес — это частность. Клю-

чевая история в другом. Мы начали разговор

с того, что топливная розница — бизнес низко-

маржинальный. Его доходность напрямую зави-

сит от того, насколько эффективно компания

управляет затратами. Поэтому будущее — это оче-

видно — за решением, которое позволит кратно

снизить издержки. И я считаю, что такое реше-

ние есть — это сбытовая платформа. У нас есть

производитель — нефтяная компания. Есть про-

дукт. Есть потребитель. Есть точка налива. Есть

партнеры и прочие заинтересованные стороны.

Платформа, о которой я говорю, — это цифровая

площадка, где любой из участников рынка мо-

ментально получает необходимое ему решение.

Потребитель получает продукт на тех или иных

условиях. Партнер — договор на управление стан-

цией. Сторонняя АЗС — контракт на поставку то-

плива. И так далее. А нефтяная компания — вла-

делец платформы — получает сбыт. Объемы при

этом растут кратно — за счет скорости и числа

транзакций. А издержки минимальны.

Все основные компоненты бизнес-составляю-

щей сбытовой платформы у нас есть. Собственно,

это все наши бизнесы — не только розничный,

но и мелкий опт, и корпоративные продажи, и до-

ставка, и хранение, и перевалка, и контроль ка-

чества. С технологической составляющей слож-

нее — все-таки степень автоматизации и про-

никновения цифровых технологий нужна очень

высокая. Но и над этим мы уже работаем.

Так вот. Как только мы объединим бизнес-

компоненты и технологическую составляющую

в единую экосистему и обеспечим доступ в нее

из внешнего контура, мы создадим сбытовую

платформу. Как только мы ее создадим, мы изме-

ним ландшафт рынка. В этом я убежден. Потому

что это совершенно другой уровень борьбы с за-

тратами. Сейчас недостижимый.

53

ВЯЖУЩИЕ ЭКСТРАКЛАССА

Битум — традиционный материал для дорож­

ного строительства. Однако сегодня требования

к качеству и долговечности дорожного полотна

растут. Транспортная стратегия России на пери­

од до 2030 года приоритетной задачей определя­

ет не просто строительство тысячи километров

новых дорог, но и увеличение межремонтного

срока их службы до 12 лет. Таких результатов

можно добиться, только изменив подход к про­

цессу производства дорожных покрытий, поэто­

ИННОВАЦИИ НА РЫНОКвысокие технологии в сБытовых нАПРАвлениЯх «гАЗПРоМ неФти»

Запрос на инновации остается наиболее актуальным для высоко конкурентных отраслей производства. А инновации, в свою очередь, невозможны без серьезной научной базы. Именно на научный подход делает ставку «Газпром нефть», предлагая рынку высокотехнологичные продукты в своих сбытовых направлениях — производстве битумов и масел Текст: Зульфия Хазова

му все большее распространение получают инно­

вационные материалы.

Оператор битумного бизнеса «Газпром неф­

ти» компания «Газпромнефть — Битумные ма­

териалы» в 2016 году реализовала 105 тыс. тонн

премиальной высококачественной битумной

продукции, хотя еще два года назад этот пока­

затель составлял только 40 тыс. тонн. В  первую

очередь это полимерно­битумные вяжущие

(ПБВ), которые создаются на основе дорожно­

го битума с добавлением в него полимера и пла­

54

№4/141 МАЙ 2017

Рынки

стификатора. Применение в асфальтобетоне

модифицированных вяжущих позволяет зна­

чительно улучшить эксплуатационные характе­

ристики дорожного покрытия и продлить срок

службы дорог в два раза. При этом снижаются

и затраты на содержание автодорог при заме­

не обычного битума на ПБВ. Экономическую

и практическую целесообразность уже оцени­

ли во всем мире, и сегодня доля ПБВ от  общего

объема битума, используемого в дорожном

строительстве, достигает 15%.

Стратегия развития битумного бизнеса

«Газпром нефти» направлена на технологиче­

ское лидерство компании на рынке и на удов­

летворение возрастающей потребности дорож­

ной отрасли в высокотехнологичных и инно­

вационных битумных материалах. С 2010 года

на Омском НПЗ работает установка по произ­

водству ПБВ, которая обеспечивает потребно­

сти Западно­Сибирского региона. На Рязанском

заводе битумных материалов «Газпром нефти»,

который вошел в группу компаний в 2013 году

и уже сегодня лидирует в России по выпуску по­

лимерно­битумных вяжущих, осуществляется

выпуск широкой линейки ПБВ как по россий­

ским, так и по международным стандартам.

Высокое качество вяжущих РЗБМ подтвержде­

но не только спросом на отечественном рынке,

но и за рубежом: они экспортируются в страны

Европы, Средней Азии, Южной Африки, Латин­

ской Америки. Внедряя передовые технологии

и разработки, в 2014 году «Газпром нефть» со­

вместно с концерном Total начала производ­

ство полимерно­модифицированных битумов

(ПМБ) нового поколения под брендом G­Way

Styrelf на Московском НПЗ. В основе технологии

Styrelf лежит специальный сшивающий агент

(PAXL), запатентованный французской компани­

ей. Он способствует образованию дополнитель­

ных химических связей на молекулярном уров­

не, благодаря чему ПМБ приобретает уникаль­

ное свойство — устойчивость к расслаиванию,

а значит, все компоненты асфальтобетонной

смеси будут надежно соединены. Автомобиль­

ные дороги, построенные с применением ПМБ

G­Way Styrelf, более износостойки — даже при

55

Фо

то: Д

ми

тр

ий

Во

ро

ши

ри

н, П

аВ

ел

По

бо

ру

еВ

повышенных транспортных нагрузках они вы­

держивают широкий диапазон температур, что

особенно актуально для России.

НАУЧНАЯ СОСТАВЛЯЮЩАЯ

Развивая технологический потенциал компании,

«Газпромнефть­БМ», первая среди ВИНКов, на базе

своего актива в Рязани создала в 2016 году специ­

ализированный Научно­исследовательский центр

(НИЦ). Современное оборудование битумной и ас­

фальтобетонной лаборатории позволяет изучать

битумные материалы, асфальтобетонные смеси,

моделировать фактические транспортные нагруз­

ки, интенсивность и характер движения, а так­

же климатические условия различных регионов.

Такой подход дает возможность проводить ком­

плексные исследования и разрабатывать рецепту­

ры материалов, гарантированно способствующие

увеличению срока службы дорожного покрытия.

В частности, оборудование Центра позволя­

ет разрабатывать вяжущие по методологии про­

ектирования смесей для дорожных покрытий

Superpave, получившей мировое признание.

Использование этой методологии дает возмож­

ность разрабатывать новые рецепты асфальтобе­

тонных смесей на основе выпускаемых на заводе

вяжущих — долговечных, устойчивых к износу,

полностью соответствующих требованиям кон­

кретного региона или отдельной трассы. Летом

2016 года «Газпром нефть» впервые в отечествен­

ной практике выпустила марку модифицирован­

ного битума PG 76­34 по системе Superpave, соз­

данную под запрос конкретного региона — Воло­

годской области.

ДВИЖЕНИЕ ВПЕРЕД

Если собственная научная база позволила битум­

ному бизнесу «Газпром нефти» укрепить лидер­

ские позиции на рынке и выйти на новый уро­

вень выпуска высокотехнологичной продукции,

то приобретение доли в компании «НОВА­Брит»

открыло выход на новые рынки. Профессиона­

лы «НОВА­Брита» на протяжении десяти лет раз­

рабатывают и выпускают отечественные битумо­

производные продукты, не только сопоставимые

с лучшими мировыми аналогами, но и совершен­

но уникальные. Это защитно­ восстанавливающие

и пропиточные составы, стыковочные ленты,

аэродромные битумно­полимерные герметики,

битумные мастики, обеспечивающие водонепро­

ницаемость швов покрытий автомобильных до­

рог, аэродромов и искусственных сооружений.

Причем речь идет о востребованных рынком вы­

сокотехнологичных материалах с высокой доба­

вочной стоимостью.

К примеру, специалисты компании с исполь­

зованием передового зарубежного опыта разрабо­

тали защитно­восстанавливающие составы (ЗВС)

для восстановления эксплуатационных характе­

ристик покрытий аэродромов и защиты асфаль­

тобетона от вредных факторов, таких как атмо­

сферная влага, УФ­излучение, окислители, транс­

портная нагрузка, противогололедные реагенты

и других. Фактически это лакокрасочное покры­

тие толщиной около миллиметра, особо устойчи­

вое к истиранию и имеющее высокий уровень

сцепления со старым покрытием. По итогам ряда

исследований и испытаний в рабочих условиях

ЗВС продемонстрировали отличные эксплуатаци­

онные характеристики, не уступающие импорт­

ным аналогам, и в 2017 году запускаются в про­

мышленное производство с выходом на рынок.

Синергия современных технологий, поиска

наилучших решений и квалифицированных

амбициозных специалистов позволяет компа­

нии регулярно создавать новые марки высоко­

технологичной продукции, добиваться не толь­

ко лидерских позиций в существующих преми­

альных сегментах рынка, но и открывать новые

перспективные и еще не исследованные области

и рынки.

В Научно-исследователь-ском центре собрано самое современное, высокотехнологичное оборудование. Его ком-плектация позволяет про-водить разносторонние тесты и исследования

по различным методикам. Это дает возможность выйти на новый уро-вень сотрудничества с потребителями в разработке рецептур вяжущих и асфальтобетонных смесей под конкретные требования и условия эксплуатации. Мы уверены, что оборудование и компетенции, сосредоточенные в НИЦ, будут способствовать развитию отечественной дорожной отрасли.

КОммеНтАРИй

Петр Барташев, заместитель генерального директора по производ-ству и технологиям « Газпромнефть — битум-ные материалы»:

56

№4/141 МАЙ 2017

Рынки

МАСЛА НА ПЕРСПЕКТИВУ

На рынке смазочных материалов растет спрос

на полусинтетические и синтетические масла,

наиболее востребованные современной техни­

кой. Наряду с постоянным совершенствованием

двигателей внутреннего сгорания ужесточаются

требования и к смазочным материалам — в пла­

не чистоты работы агрегатов, надежности, то­

пливной экономичности, энергоэффективности.

Чтобы успевать за рынком, компаниям, занима­

ющимся производством масел, необходимо по­

стоянно работать на перспективу. Поэтому порт­

фель продукции «Газпромнефть — смазочных

материалов», дочернего предприятия «Газпром

нефти», специализирующегося на производстве

и реализации масел, смазок и технических жид­

костей, развивается с учетом перспективных

требований завтрашнего дня.

Ведущую роль в формировании ассортимента

высокотехнологичных продуктов «Газпромнефть­

СМ» играет подразделение продуктового менед­

жмента и разработки продукции, объединяю­

щее функции исследований и разработки R&D

(research and development), продуктового менед­

жмента и работы с производителями техники

и отраслевыми организациями. Задача такого

центра компетенций — постоянно держать руку

на пульсе, анализировать обратную связь от по­

требителей, осуществлять постоянный монито­

ринг намерений автопроизводителей и европей­

ского отраслевого сообщества. С прошлого года

«Газпромнефть­СМ» вступила в ассоциацию евро­

пейских производителей масел ATIEL — закры­

тый клуб двадцати крупнейших игроков рынка.

Работа в различных технических комитетах по­

зволяет компании не только понимать, как бу­

дет изменяться отрасль в будущем, но и вносить

свой посильный вклад в формирование будущих

требований.

ПУТЬ К ПОТРЕБИТЕЛЮ

Каждая из производственных отраслей в силу

своей специфики имеет собственные требо­

вания к смазочным материалам. Если продукт

им соответствует, то производители дают одо­

брение для его использования в своих агре­

гатах. Масла и смазки под брендом «Газпром­

нефть» сегодня вписываются в требования

большинства иностранных производителей.

В линейке продукции «Газпромнефть — смазоч­

ных материалов», которая включает в себя бо­

лее 500 наименований, присутствуют продукты

для легкового и коммерческого автотранспор­

та, спецтехники и оборудования различных от­

раслей промышленности. Так, порядка 40%

объемов коммерческих масел компании потре­

бляется предприятиями горно­обогатительной

отрасли.

Первый этап разработки перспективной про­

дукции в компании — формирование и оцен­

ка запросов рынка. После разработки идеи про­

дукта проектируется его прототип, проверяется

техническая и экономическая состоятельность.

Разработка заканчивается появлением на свет

опытного образца. Если образец соответствует

запланированному качеству, продукт выводит­

ся на рынок. А дальше — постоянный монито­

ринг. В таком режиме продукт проживает свой

жизненный цикл, однако еще до его завершения

необходимо начинать разработку новой версии

продукта.

Путь завоевания лояльности потребителя

длительный и трудоемкий. Например, на стар­

те вывода линейки продукции для горнообога­

тительных комбинатов стояла задача убедить

потребителя в том, что отечественный про­

дукт действительно состоятелен и может кон­

курировать с импортными аналогами. Задача

тем более сложная, что эта отрасль предъяв­

ляет к смазочным материалам повышенные

Сегодня очевиден тренд миграции рынка смазоч-ных материалов с мине-ральных продуктов на синтетические. При-чем динамика и масштаб изменений в отрасли существенно возрастают,

в таких условиях масляная компания не может жить сегодняшним днем. Наша задача — своевременно разрабатывать и предлагать потребите-лю адекватные продукты. Технологический потенциал собственных син-тетических базовых масел III и V групп позволяет нам вести разработ-ки перспективных продуктов, полностью удовлетворяющих требования потребителя и способствующих популяризации отечественной компо-нентной базы, — это наше огромное преимущество.

КОммеНтАРИй

Николай Дорошенко,начальник управления продуктового менеджмен-та и разработки продук-ции «Газпромнефть — смазочных материалов»:

57

требования в части сверхзапаса эксплуатацион­

ных свойств, который будет обеспечивать на­

дежную работу техники в тяжелейших услови­

ях. В результате для предприятий Кузбасса ком­

пания разработала специальное масло G­Profi

MSI Plus 15W­40 с усиленной профильной ре­

цептурой, обладающее повышенной стабиль­

ностью к окислению при высоких нагрузках

и улучшенными противоизносными свойства­

ми, — это продукт, не просто соответствующий

требованиям спецификации, а превосходящий

их с точки зрения запаса эксплуатационных

свойств. При разработке продукта ставилась

цель в 1,5 раза увеличить срок его работы, что

крайне важно для отрасли, где простой оборудо­

вания влечет существенные экономические по­

тери. Испытания, проведенные у потребителей,

показали, что масло выдерживает до 500 мото­

часов работы при интенсивной нагрузке против

традиционных 250. На реализацию программы

для Кузбасса ушло два с половиной года, но ре­

зультатом этой работы стало долгосрочное со­

трудничество с крупнейшими отраслевыми

потребителями.

ТЕХНОЛОГИЧНЫЕ ПРОДУКТЫ

Среди высокотехнологичных продуктов, выпу­

скаемых «Газпромнефть­СМ», отдельно нужно от­

метить линейку масел G­Energy Racing для авто­

спорта и автомобилей с мощными двигателями.

Разработка этих масел стала вызовом для ком­

пании и одновременно прорывом с точки зре­

ния применения высоких технологий. Задача

таких масел — отработать в течение короткого

промежутка времени в экстремальных условиях

при повышенных нагрузках на двигатель и при

этом надежно защитить и обеспечить его мощ­

ность. Акцент в маслах G­Energy Racing был сде­

лан на противоизносных и фрикционных харак­

теристиках. Разработанные специалистами ком­

пании рецептуры позволяют достичь низкого

коэффициента трения, при этом за счет исполь­

зования высококачественных базовых масел

и высокотехнологичного пакета присадок обла­

дают высочайшим уровнем термоокислительной

стабильности, что обеспечивает работу двигате­

ля при самых высоких нагрузках. Масла этой ли­

нейки не первый год проходят испытания в ре­

альных гонках «Дакара» и на ралли­марафоне

58

№4/141 МАЙ 2017

Рынки

Africa Eco Race, каждый раз доказывая свое каче­

ство. Команды экипажей очень довольны: масла

G­Energy работают не хуже, а где­то даже лучше

зарубежных конкурентов.

Еще одна гордость компании — загущенные

гидравлические масла Gazpromneft Hydraulic

HVLP. Недавно масла этой серии получили одо­

брение Bosch Rexroth по новейшей специфика­

ции RDE 90235, предъявляющей самые жесткие

в индустрии требования к гидравлическим мас­

лам. В течение двух лет немецкий концерн раз­

рабатывал новый насосный стенд для испыта­

ния масел. «Газпромнефть­СМ» совместно с парт­

нером вела параллельную работу по созданию

удовлетворяющего новым требованиям продук­

та. В итоге найденная комбинация с использо­

ванием собственных базовых масел и техноло­

гичных рецептурных решений позволила ком­

пании пройти стендовые испытания с первого

раза. Работа специалистов увенчалась грандиоз­

ным успехом: в лист одобренных смазочных ма­

териалов Bosch Rexroth попали высокоиндекс­

ные гидравлические масла всего двух произво­

дителей — «Газпромнефть­СМ» и Shell. Ни одна

другая российская или зарубежная компания

не смогла в столь короткие сроки создать подхо­

дящий продукт.

Технологические мощности «Газпромнефть­

СМ» позволяют максимально вовлекать соб­

ственную сырьевую базу в производство высо­

котехнологичных продуктов. В этом году компа­

ния начинает производство III группы базовых

масел, пилотные образцы которых успешно

прошли тесты в ведущих мировых лаборатори­

ях Европы и Северной Америки. Кроме того,

«Газпромнефть­СМ» становится одной из пер­

вых российских компаний, выпускающих весь

спектр базовых масел III группы: от самых мало­

вязких, которые идут для производства буровых

растворов, до высоковязких, позволяющих соз­

давать премиальные индустриальные продукты.

Это преимущество позволит «Газпромнефть­СМ»

на основе собственных базовых масел закрыть

максимально широкий ассортимент синтетиче­

ских смазочных материалов, выигрывая конку­

рентную борьбу у отечественных производите­

лей и способствуя импортозамещению в нише

высокотехнологичной продукции.

59

Фо

то: а

ле

кс

ан

Др

та

ра

н, Д

ен

ис

бу

шк

оВ

ск

ий

ЛАХТА ЦЕНТР КАК НОВЫЙ СИМВОЛ ПЕТЕРБУРГА

За последний год Лахта Центр стал заметен не только с берегов Финского залива, но и из центра города. Пока башню обсуждают в основном как архитектурный феномен, но для Петербурга она должна стать и новой доминантой, и символом ХХI века, и достопримечательностью. «Сибирская нефть» разбиралась, почему небоскреб соответствует духу петровского времени и как его появление повлияет на туристический имидж Санкт-Петербурга Текст: Эльвира Дажунц

ЦЕНТР ПРИТЯЖЕНИЯ

60

№4/141 май 2017

Инфраструктура

Лахта Центр станет сверхвы-сокой доминан-той Санкт-Петербурга

Строительство первого в Северной столи-

це супертолла идет полным ходом. Гра-

фик соблюдается с несвойственной оте-

чественным стройкам педантичностью,

даже несмотря на то, что штормовых дней, когда

работы на высоте приходилось останавливать,

было в этом году в два раза больше, чем обычно.

Сейчас башня растет вверх со скоростью один

этаж в шесть дней. В 20-х числах мая, как сообща-

ют в штаб-квартире строительства, Лахта Центр

преодолел отметку в 335 метров; это восьмидеся-

тый этаж из 87 предусмотренных проектом.

Когда до окончания строительства чуть боль-

ше года и когда остается взять последнюю высоту,

особенно актуально звучит вопрос, как небоскреб

изменит городскую среду Санкт-Петербурга. Готов

ли город, чье имя вызывает ассоциации исключи-

тельно с горизонтальной линией застройки, при-

нять и осмыслить свою новую сверхвысотную

доминанту?

ИСТОРИЧЕСКаЯ мОДЕЛЬ

Петербург начинался не с крепости, обнесен-

ной стенами, как многие старые города, в том

числе и Москва, где в центре изначально было

кольцо. Петр Первый отверг, как известно,

61

В минувшем году Петербург побил рекор-ды по туристической привлекательности, вошел в мировые рейтинги самых популяр-ных направлений. И этот бесспорно позитив-ный факт стал для нашего города серьезным вызовом. Сегодня практически все тури-стические достопримечательности — это наследие прошлых веков, созданное более столетия назад. Но человек третьего тыся-челетия формирует совершенно иные запро-сы. Новому времени нужны новые символы, новые форматы, новое качество среды. Точ-кой отсчета в создании Нового Петербурга может стать Лахта Центр. Высотный акцент

на побережье Финского залива станет одновременно и органичным про-должением исторически сложившегося силуэта города, и доминантой современного морского фасада Северной столицы. Традиционные тури-стические маршруты будут дополнены новыми аттракциями: обзорной площадкой с концептуальными интерактивными арт-объектами; яркой событийной программой в универсальном трансформируемом зале и на открытых площадках комплекса: Петербург во всех смыслах откроется с новой стороны — как город у моря, как драйвер позитивных изменений, как среда для развития нового человека.

коммЕНТаРИй

Елена Илюхина, член правления «Газпром нефти», генеральный директор многофункцио-нального комплекса Лахта Центр:

градостроительный план француза Леблона,

в  основе которого был все тот же средневековый

круг, и это счастливое обстоятельство, считают

историки архитектуры, с самого начала позволи-

ло городу развиваться по иной урбанистической

модели: не внутри крепостных стен, а вокруг

фортеции на Заячьем острове. Иными словами,

город еще в XVIII веке избрал полицентрическую

модель развития.

Эта модель работала в Ленинграде и в со-

ветское время: когда в Москве сносили и пере-

страивали не только в пределах Садового коль-

ца, но и на территории Кремля (!), в Ленинграде

строительство деликатно смещалось к окраи-

нам, оставляя центр практически нетронутым.

Кроме того, Петербург — один из немногих го-

родов в мире, в котором на протяжении всей

его истории действовал строгий высотный ре-

гламент. И сейчас Петербург имеет самый боль-

шой в мире по площади памятник всемирного

наследия ЮНЕСКО — уникальную историче-

скую петербургскую застройку.

Но в последнее время стало ясно, что город по-

дошел к определенной черте. Центр, в котором со-

средоточена не только туристическая, но и дело-

вая жизнь, не справляется с нагрузками. Нельзя

бесконечно расти по горизонтали, не создавая но-

вых точек притяжения, считают специалисты, —

Петербург, если не сменит вектор развития, стре-

мительно утратит качество жизни. Это означает,

что высотного строительства не избежать и все

виды активности нужно постепенно переносить

из центра на периферию. Собственно, речь о де-

централизации идет уже не одно десятилетие.

И нельзя сказать, что ничего не делается. На юге

и юго-западе формируется масштабный деловой

кластер (кстати, именно там появилось первое

в истории горизонтального Петербурга здание

выше шпиля Петропавловского собора); на Васи-

льевском острове импульс к развитию террито-

рии дало строительство «Морского фасада». А на

въезде в город с севера и на входе в пассажирский

порт по морю петербуржцев и гостей города уже

сейчас встречает Лахта Центр, высотная и архи-

тектурная доминанта новейшей истории.

Небоскреб расположен в 9,5 км от Дворцо-

вой площади и классическому пейзажу никак

не мешает. Анализ, проведенный тремя неза-

висимыми организациями, показал, что в исто-

рическую панораму небоскреб не вторгается;

то же подтвердили и представители ЮНЕСКО.

Зато супертолл идеально соотносится с футури-

стическим ландшафтом этой части Петербур-

га — с архитектурой нового стадиона на Кре-

стовском острове, с пилонами вантового моста

Западного скоростного диаметра, с громадны-

ми очертаниями морских круизных лайнеров

в Гавани. С другой стороны, Петербург с его ев-

ропейской направленностью в свое время стал

символом движения вперед, инноваций, борь-

бы с косностью и консерватизмом. Так что баш-

ня оказывается вполне в петербургском стиле.

Что касается концепции, то строительство

Лахта Центра — это не просто возведение ново-

130 000 м²площадь остекления комплекса, в том числе башни — 77 000 м². Вес одного стеклопакета размера 4,2 × 2,8 м — 740 кг.

62

№4/141 май 2017

Инфраструктура

го офисного здания для «Газпрома». Замысел зна-

чительно шире — создать совершенно иную го-

родскую среду, комфортную, эстетичную, тех-

нологичную. Лахта Центр — не только первый

питерский небоскреб, это первый вынесенный

за пределы исторической части города центр

притяжения такого масштаба.

ЛЮДИ В ЦЕНТРЕ

В определении «общественно-деловой», которое

используется по отношению к Лахта Центру, рав-

нозначны оба корня. Бизнес, получая современ-

ные офисы, заявляет, что ему небезразличны ин-

тересы города и готов поделиться не только фее-

рическими видами, которые будут открываться

с высоты обзорной площадки. Из 400 тысяч

квадратных метров полезной площади ком-

плекса почти треть отдана под общественные

пространства.

Уже сейчас прорабатывается концепция

научно-образовательного центра для школьников

и студентов, под который отводится более 7 ты-

сяч квадратных метров. Задача центра -— стиму-

лировать творческое мышление у молодого поко-

ления, показать направления современных зна-

ний и областей их применения на пересечении

фундаментальных наук, на стыке технологий

и искусства. А затем дать возможность в экспери-

ментальных лабораториях создавать что-то новое.

Основными принципами работы научно- образо-

вательного центра станут междисциплинарность,

персонализация, технологичность с возможно-

стью трансформации и адаптации к стремитель-

но меняющимся реалиям современного мира.

В Лахта Центре появятся также современные

выставочные пространства, 12-метровая высо-

та потолка в которых позволит размещать там

нестандартные объемные предметы искусства.

Креативные проекты и события могут быть ор-

ганизованы и на открытых пространствах воз-

ле комплекса. Доступными для петербуржцев

и туристов станут мультимедийный планетарий,

многофункциональный трансформируемый зал,

спортивный комплекс с бассейном, современ-

ный медицинский центр. Дополнят обществен-

ную составляющую необходимые сервисы — тор-

говые пространства, кафе, рестораны...

Как будет устроено общественное простран-

ство внизу вокруг небоскреба? Естественный

перепад высот между береговой линией и уров-

нем моря проектировщики не стали устранять,

а использовали для создания уникального ам-

фитеатра на открытом воздухе, в котором сце-

ной может служить не только специальный по-

диум на воде, но и сама водная поверхность. Эта

площадка, предназначенная для проведения те-

атральных и музыкальных представлений, во-

дных шоу, городских праздников, спортивных

В конце мая Лахта Центр преодолел отметку в 335 метров

63

Фо

то: Р

усл

ан

Ша

му

ко

в

соревнований (например, по водно- моторному

спорту), вместит одновременно две тысячи

зрителей.

Проект развития территории вокруг Лахта

Центра включает в себя устройство протяженно-

го променада на набережной. Вот почему первы-

ми, кто безоговорочно и с восторгом принял вы-

сотное здание в Лахте, были местные жители.

С началом строительства башни «Газпрома» не-

движимость в этом районе повысилась в цене;

на этот обычный спальный район присталь-

но взглянули инвесторы, и несколько компа-

ний заявили о своих планах. То есть уже сей-

час Лахта Центр дал старт комплексному раз-

витию территории и задал новые стандарты

качества жизни. Подчеркнем, не в центре горо-

да, а на одной из его окраин, где на наших гла-

зах возникает, создается современная комфорт-

ная и гармоничная городская среда, в центре

которой — человек.

СПА-зона

Центр заниматель-ной науки

Отделение банка

Детский научный центр

Спортивный комплекс

Кафе и рестораны

Торговые зоны

Коворкингцентр

Общеобразовательные объекты

Досуг и развлечения

Деловая зона

Социальные объекты

Смотровая площадка

Панорамный ресторан

Офисы

Амфитеатр с видом на залив

Входная арка

Зеленая зона

Коворкингцентр

Медицинский центр

Планетарий

Многофункциональныйтрансформируемый зал

Зона конференций

КиноцентрСЕВЕРНЫЙ КОРПУС

«ЛАХТА ЦЕНТР»: ВСЕ ОБЪЕКТЫ КОМПЛЕКСА

ЮЖНЫЙ КОРПУС

64

№4/141 май 2017

Инфраструктура

СОЛНЦЕ И мОРЕ

Сегодня башня уже поднялась настолько, что

частая в Петербурге так называемая нижняя об-

лачность достает ей примерно до… пояса. И это

отчетливо видно на многочисленных фотогра-

фиях, которые с удовольствием делают пасса-

жиры вылетающих из «Пулково» самолетов.

На 74-м и 75-м этажах Лахта Центра, куда мож-

но будет взлететь на скоростном лифте всего

за одну минуту, разместится двухуровневый па-

СПА-зона

Центр заниматель-ной науки

Отделение банка

Детский научный центр

Спортивный комплекс

Кафе и рестораны

Торговые зоны

Коворкингцентр

Общеобразовательные объекты

Досуг и развлечения

Деловая зона

Социальные объекты

Смотровая площадка

Панорамный ресторан

Офисы

Амфитеатр с видом на залив

Входная арка

Зеленая зона

Коворкингцентр

Медицинский центр

Планетарий

Многофункциональныйтрансформируемый зал

Зона конференций

КиноцентрСЕВЕРНЫЙ КОРПУС

«ЛАХТА ЦЕНТР»: ВСЕ ОБЪЕКТЫ КОМПЛЕКСА

ЮЖНЫЙ КОРПУС

норамный ресторан. Здесь можно будет насла-

диться не только хорошей кухней, но и хоро-

шей погодой (весомый стимул для петербурж-

ца!), даже если внизу идет унылый дождь.

И, наконец, обзорная площадка (угол обзо ра

360 градусов) на отметке 357 метров, как ожи-

дается, станет новой притягательной туристи-

ческой достопримечательностью Северной сто-

лицы. Однозначно первой в России, располо-

женной на такой высоте (башня «Империя»

65

в Москва-сити предоставляет посетителям об-

зор с 235 метров, закрытая обзорная площад-

ка Останкино — с 337 метров), и самой высо-

кой в Европе (небоскреб The Shard, Лондон, —

244 метра). В «нелетную» погоду ограниченную

видимость с лихвой компенсируют концепту-

альные интерактивные арт-объекты, ради кото-

рых стоит подняться на заоблачную высоту.

Повлияет возведение Лахта Центра и на

имидж Петербурга как морской столицы. До сих

пор морской фасад города формировался про-

мышленными объектами советской эпохи, ста-

рыми портовыми сооружениями и безликими

новостройками. С появлением супертолла Пе-

тербург по-новому откроется всем прибываю-

щим в город по морю. Кроме того, Лахта Центр

даст очевидный импульс к развитию прибреж-

ной зоны Приморского района. Здесь появят-

ся променады, велодорожки, рестораны и кафе,

торговые зоны, причалы, музыкальные клубы

и многое другое. В итоге небоскреб значительно

расширит общественно-доступный берег Фин-

180

220

400

2000количество зрителей

в амфитеатре

тыс м2

общая площадь комплекса

тыс. м2

офисы

тыс. м2

общественно-досуговая

инфраструктура

1800количество

парковочных мест

66

ского залива, создав условия для реализации но-

вых рекреационных, культурных и туристиче-

ских проектов. Для города, который позицио-

нирует себя как туристическая столица мира,

а в 2016 году Санкт-Петербург получил самую

престижную в мире награду в области турин-

дустрии World Travel Awards, и ежегодно при-

нимает до 7 млн  туристов, — это еще одна воз-

можность подтвердить высокий статус и в то же

время оставаться живым развивающимся мега-

полисом.

Стоянка для маршрутных такси

Остановки общественного транспорта

Перехватывающие парковки

Стоянкатакси

Железнодорожная станция Лахта

Надземный крытый пешеходный переход

Подземный пешеходный переход

Cтанция метрополитена Лахта с подземным переходом

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПЕШЕХОДНОГО ДОСТУПА КО ВСЕМ СООРУЖЕНИЯМ И ОБЪЕКТАМ

ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ, БЕЗОПАСНАЯ И КОМФОРТНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ПАССАЖИРОПОТОКОВ

ТРАНСПОРТНАя дОСТУПНОСТь

ЛАХТА ЦЕНТР: ЦИФРЫ И ФАКТЫ Высота башни 462 метра, это 87 этажей плюс шпиль. В списке самых высоких зданий мира, который возглавляют Бурдж Халифа в дубае (828 м), Шанхайская башня (632 м) и Часовая Королевская башня в Мекке (601 м), Лахта Центр займет восьмую позицию.

Лахта Центр станет самым северным в мире супертоллом, самым высоким зданием в Европе и в России.

Бетонирование нижней плиты фундамента башни Лахта Центра вошло в Книгу рекордов Гиннесса как самая объемная залив-ка бе то на без остановки: за 49 часов залили 20 тысяч кубоме-тров бетона.

Площадь остекления комплекса — 130 000 м², в том числе баш-ни — 77 000 м². Вес одного стеклопакета размера 4,2 × 2,8 м — 740 кг.

В плане высотное здание имеет пятиугольник. С высотой баш-ня закручивается по часовой стрелке, что позволит ей сохранять устойчивость в самых неблагоприятных погодных условиях.

Здание Лахта Центра станет одним из самых «умных» в мире. В процессе его строительства и эксплуатации использовано более 100 инновационных технологий, таких как автоматизированная система микроклимата, биорегуляция освещения, абсорбционные системы отопления и охлаждения. Впервые используется есте-ственная вентиляция («дышащий» фасад) в сверхвысоком здании со стеклянным фасадом.

Уже сейчас в здании работают энергоэффективные лифты, способ-ные вырабатывать энергию при торможении. Башню будут обслу-живать 40 лифтов, скорость движения — до 8 м в секунду.

В проект по ходу строительства были внесены важные измене-ния: вертикальные несущие колонны должны были быть стальны-ми, как предусмотрено российским СНиП, а стали композитными. для этого пришлось еще раз проводить исследования, проходить Главгосэкспертизу, разрабатывать новые нормативы и вносить коррективы в СНиП.

Все небоскребы «гуляют» на ветру. Благодаря конструктивным особенностям петербургская башня будет отклоняться от верти-кали в своей самой верхней части на 46 см, а на уровне обзорной площадки всего на 27 см. для сравнения: башня «Федерация» качается в стороны на 70 см, Бурдж Халифа — на 1,2 метра.

Главный вход в Лахта Центр — это арка высотой 24 метра. Приме-чательно, что длина безопорного пролета составляет 98 метров (для сравнения: ширина Красной площади 70 м).

При проектировании внешней подсветки башни были учтены интересы… птиц. для безопасности пернатых во время весенней и осенней миграции Лахта Центр будет подсвечиваться в мерца-ющем режиме и специальным цветом, который сделает башню хорошо видимой для птиц.

для Лахта Центра была разработана специальная система очистки фасадов. Платформа, на которой размещаются двое рабочих, под-нимается с земли по направляющим рельсам, скрытым в ребрах здания. Верхушку небоскреба будут обслуживать промышленные альпинисты. Бригада из 20 человек сможет вымыть все окна в башне за 94 дня.

СПРаВка

67

ВСЕ ПО-ВЗРОСЛОМУВ СОЧИ И ОМСКЕ ПРОШЕЛ МЕЖДУНАРОДНЫЙ ХОККЕЙНЫЙ ТУРНИР ДЕТСКИХ КОМАНД КХЛ «КУБОК ГАЗПРОМ НЕФТИ»

ВитязьМосковская область

диНАМОМинск

диНАМОМосква

диНАМОРига

ЙОКЕРитХельсинки

ЛАдАТольятти

ЛОКОМОтиВЯрославль

Достигнув возраста своих игроков, XI Международный хоккейный турнир детских команд КХЛ «Кубок Газпром нефти» вновь побил все рекорды. В этом году за главный трофей сражались уже 27 команд из России, Финляндии, Белоруссии, Латвии и Казахстана. Всего в турнире приняли участие 600 юных хоккеистов. Впрочем, за цифрами статистики стоит главное — «Кубок Газпром нефти» дает путевку в жизнь одиннадцатилетним мальчишкам, имена которых, возможно, уже через несколько лет зазвучат на взрослых турнирах КХЛ Текст: Николай Михайлов

68

ствовали что-то особенное и зрители, вниматель-

но следившие за турниром в социальных сетях

и не пропускавшие онлайн-трансляций. И турнир

их точно не разочаровал. В этом году он подарил

захватывающих сюжетов на целый блокбастер.

СтРАСти ОЛиМПиЙСКОГО СОЧи

Турнир проходил по классической для КХЛ ди-

визионной схеме. Группа «Запад» играла в Сочи,

а «Восток» — в Омске. Олимпийская столица уже

второй год принимает игры крупнейших в Евро-

пе хоккейных соревнований для детей. Нынеш-

ний розыгрыш также ознаменовался дебютом,

и довольно успешным, — в состав участников во-

шел детский хоккейный клуб «Сочи». Ребятам

в первый же раз удалось дойти до четвертьфина-

ла группы — действительно, дома и стены помо-

гают, особенно если это стены одного из лучших

в мире дворцов спорта.

Но настоящую сенсацию преподнесли игроки

рижского «Динамо», которым в феноменальном

по накалу четвертьфинальном матче против СКА

удалось мало того что сравнять счет в последнем

периоде и удержать его до финальной сирены,

так еще и вырвать победу в серии буллитов, за-

бросив сказочную по красоте шайбу. Драматизма

этой истории добавляет тот факт, что до встречи

СЕВЕРСтАЛьЧереповец

СКАСанкт-Петербург

СОЧиСочи

СПАРтАКМосква

тОРПЕдОНижний Новгород

ЦСКАМосква

яМАЛСалехард

От одиннадцатого турнира для один-

надцатилетних мальчишек ждешь

чего-то особенного, какой-то неве-

роятной истории. Складывалось

ощущение, что ждала этого и обще-

ственность. Что-то чувствовали латыши, которые

прислали съемочную группу национального те-

левидения для освещения выступления «Дина-

мо» из Риги. О чем-то догадывались региональ-

ные и федеральные СМИ, которые отправили

более 80 представителей в Сочи и Омск. Предчув-

69

а в  суперфинальной встрече в Омске взял верх

над челябинским «Трактором».

В 2017 году армейцы взяли реванш за прои-

грыш предшественников, причем за ЦСКА оста-

лись и матч открытия, и финал группы «Запад»,

до которого обе команды добрались, не встретив

сильного сопротивления на стадии плей-офф.

ЦСКА всегда славился сильной школой, и неу-

дивительно, что юные армейцы показали доволь-

но стабильную игру на протяжении всего тур-

нира и приличную комбинационную игру. Хотя,

возможно, определенную толику удачи коман-

де принес Максим Зайцев, точнее Максимы Зай-

цевы — полные тезки выступали под номерами

16 и 72. Их периодически путали не только зри-

тели, но даже соперники, и судьи, и статистика.

АВАНГАРдОмская область

АВтОМОБиЛиСтЕкатеринбург

АК БАРСКазань

АМУРХабаровск

БАРЫСАстана

МЕтАЛЛУРГМагнитогорск

с рижанами армейцы с Невы не знали пораже-

ний и в одну четвертую финала вышли с потря-

сающей разницей шайб — 31:0. В результате

единственная пропущенная от рижского «Дина-

мо» шайба преградила им путь в полуфинал.

Другим украшением турнира в Сочи стало

противостояние финалистов прошлого года —

яро-славского «Локомотива» и столичного ЦСКА.

По итогам жеребьевки команды попали в одну

группу, что предвещало упорную борьбу на пред-

варительном этапе. Но реальность оказалась ин-

тереснее любых предтурнирных раскладов. Про-

тивостоянием этих команд турнир не только

официально начался в группе «Запад», но и завер-

шился тоже им.

Матч открытия XI «Кубка Газпром нефти»

в Сочи предваряли красочная официальная це-

ремония и выступление группы «Пицца». Откры-

вать турнир этого года выпала честь двум коман-

дам, которые уже выигрывали «Кубок Газпром

нефти». Московский ЦСКА был его обладателем

в 2013 и 2014 годах. А в прошлом, 2016-м — «Локо-

мотив» из Яро-славля в финале Западной кон-

ференции одолел как раз армейскую команду,

Крупнейший европейский детский турнир «Кубок Газпром нефти» в этом году оправдал самые оптимистичные ожида-ния организаторов и клу-бов. Я уверен, что уча-стие в таком грандиозном

событии станет для ребят важным этапом хоккейной карьеры и запом-нится навсегда. В следующем году мы совместно с Федерацией хоккея России постараемся расширить международный формат турнира за счет привлечения команд из хоккейных стран, клубы которых не входят в КХЛ. На ближайшие годы это станет главным направлением развития.

кОММЕнтаРий

Александр дыбаль, член правления «Газпром нефти», председатель оргкомитета турнира:

70

ФО

ТО: М

ИХ

АИ

Л М

ОК

РУ

ШИ

Н, А

НД

РЕ

Й Г

ОЛ

ОВ

АН

ОВ

, ВИ

КТО

РИ

Я А

ТАМ

АН

ЧУ

К, Р

УСЛ

АН

ША

МУ

КО

В

МЕтАЛЛУРГНовокузнецк

НЕфтЕхиМиКНижнекамск

РУБиНТюменская область

САЛАВАт юЛАЕВУфа

СиБиРьНовосибирская

область

тРАКтОРЧелябинск

юГРАХанты-Мансийск

Есть что-то удачливое в таких совпадениях. Но,

как известно, удача выбирает сильнейших.

СюРПРизЫ ОМСКА

Неожиданной выдалась борьба и на «Востоке». Для

начала всех удивил «Автомобилист» из Екатерин-

бурга. Команда умудрилась набрать 104 минуты

штрафа за 6 матчей турнира. Силовая манера игры

в целом нехарактерна для детского хоккея, но, как

оказалось, команда постоянно играет с командами

U-12, так как ровесников для спарринга в  регионе

нет, вот они и привыкли к физическому противо-

стоянию. Тем не менее команда быстро адаптиро-

валась к условиям турнира, а главный «хулиган»

команды Егор Сапожников по итогам турнира

с 6 шайбами вошел в когорту лучших снайперов

«Востока». Остановить ритмичный забег екате-

ринбуржцев по плей-оффу удалось только в фина-

ле, в котором дебютировали как «Автомобилист»,

так и «Салават Юлаев». Уфимцы уверенно обыгра-

ли соперников и праздновали победу со счетом 8:1.

71

Очень здорово, что « Газпром нефть» сов-местно с КХЛ ежегодно проводит такой значи-мый для ребят турнир. Участие в нем очень полезно и для игроков, и для детских тренеров.

И те, и другие в процессе соперничества учатся, перенимают что-то новое для себя. А еще у каждой команды есть свои лидеры, даже в этом возрасте. И мальчишки, которые отстают, берут с них пример. Вдобавок ребята играют на потрясающих суперсовременных стадио-нах. Получают огромный эмоциональный заряд, который подталкивает их к тому, чтобы стремиться к большему, преодолевать все трудности. Я по-хорошему им завидую!

кОММЕнтаРий

Борис Михайлов, заслуженный тренер России, двукратный олимпийский чемпион, восьмикратный чемпион мира:

«КУБОК ГАЗПРОМ НЕФТИ» Крупнейший детский хоккейный турнир Европы, организован-ный в 2007 году. В соревнованиях принимают участие команды в возрастной категории до 11 лет. Турнир проводится совместно «Газпром нефтью» и Континентальной хоккейной лигой и харак-теризуется организацией мирового уровня: матчи обслуживают профессиональные судьи, игры проходят на ледовых аренах, сер-тифицированных для матчей команд КХЛ, состязания освещают-ся ведущими спортивными СМИ. Главный трофей соревнований изготовлен теми же мастерами, что и Кубок Гагарина. 11-й Международный турнир «Кубок Газпром нефти» объединил рекордное число участников — 27 детских команд клубов КХЛ из 5 стран: России, Белоруссии, Латвии, Казахстана и Финляндии.

СПРаВка

Еще одним сюрпризом плей-оффа в Омске

стало участие казахстанского «Барыса» и тюмен-

ского «Рубина», впервые добравшихся до этой

стадии. Тюменский клуб в итоге занял рекорд-

ное для себя третье место. В решающем матче

тюменцы встретились с омским «Авангардом»

и сенсационно обошли омичей в борьбе за брон-

зовые медали. К сожалению, «Авангард» в этом

году не смог показать все, на что способен.

Суперфинал в Омске, в котором встретились

двукратный обладатель «Кубка Газпром нефти»

московский ЦСКА и впервые победивший

на « Востоке» уфимский «Салават Юлаев», закон-

чился очередным рекордом «Кубка Газпром неф-

ти». Новички не смогли остановить армейцев

на пути к их историческому достижению — тре-

тьему «Кубку Газпром нефти». Счет 3:0 и перепол-

ненные трибуны «Арены-Омск», а на матч приш-

ли рекордные 7700 зрителей, овацией встречают

трехкратного победителя суперфинала.

Турнир закончился, но страсти еще долго

не утихают. Победители и побежденные разо-

шлись по раздевалкам. Первые пьют из кубка за-

служенное детское шампанское, вторые муже-

ственно пытаются сдержать слезы. Но как бы ни

закончился для ребят этот турнир, в их душах

остается главное знание, которое можно прочув-

ствовать только на таком значимом турнире, как

«Кубок Газпром нефти»: большой хоккей — это

не только работа и боль, но еще и огромная ра-

дость побед, возможность добиться чего-то боль-

шего, настоящее мужское дело. 

72

ТАС

С