Научно-технический центр "Энергосбережение" - Тюмень
Партнеры
01
Услуги
02
общая протяженность нагревательной части
17
скважин оборудованы системами электрообогрева локальных зон
7500
проектов
систем обогрева
систем обогрева
1000
Наши объекты
03
тыс.км
патентов
15
разработанных ТУ
25
дипломов
65
сертификатов
36
Каталог
04
Предоставляем гарантию
на всё оборудование
на всё оборудование
Всё оборудование нашего производства сертифицировано
Собственные производственные площадки
Наличие собственного автопарка грузовых машин
Для получения детальной
информации воспользуйтесь
формой обратной связи
информации воспользуйтесь
формой обратной связи
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
ЦПС Ванкорского месторождения:
Контуры электрообогрева – 5 160 шт.;
Длина нагревательного кабеля – 453 760 м;
Установленная мощность – 12,6 МВт.
УПСВ-Север Ванкорского месторождения:
Контуры электрообогрева – 2178 шт.;
Нагревательный кабель – 425 180 м;
Установленная мощность – 9 МВт.
ЦПС Ванкорского месторождения:
Контуры электрообогрева – 5 160 шт.;
Длина нагревательного кабеля – 453 760 м;
Установленная мощность – 12,6 МВт.
УПСВ-Север Ванкорского месторождения:
Контуры электрообогрева – 2178 шт.;
Нагревательный кабель – 425 180 м;
Установленная мощность – 9 МВт.
Ванкорское месторождение — перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае России, вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского Долгано-Ненецкого района) участки. Его начальные извлекаемые запасы оцениваются в 476 млн тонн нефти и конденсата, 173 млрд куб. м газа.
Ванкорское месторождение запущено в промышленную эксплуатацию в августе 2009 года. Добыча на Ванкоре в 2015 году составила 22 млн тонн нефти, около 10 млрд куб. м газа.
Ванкорское месторождение запущено в промышленную эксплуатацию в августе 2009 года. Добыча на Ванкоре в 2015 году составила 22 млн тонн нефти, около 10 млрд куб. м газа.
ООО "РН-Ванкорнефть"
Ванкорское месторождение
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
15 комплектов рабочей документации
310 контуров электрообогрева
Длина нагревательного кабеля – 106 689 м.
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – 77 352 м.
Установленная мощность 2,2 МВт
15 комплектов рабочей документации
310 контуров электрообогрева
Длина нагревательного кабеля – 106 689 м.
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – 77 352 м.
Установленная мощность 2,2 МВт
Яро-Яхинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Ямало-Ненецком Автономном округе Российской Федерации в 540 км к Востоку от г. Салехард. Яро-Яхинское месторождение было открыто в 1985 году скважиной № 10 «Главтюменьгеологии», и имеет площадь 180 км2. Доказанные запасы газа 76 млрд куб. м, жидких углеводородов 9 млн т.
В начале апреля 2015 года введено в эксплуатацию, а летом 2015 года добыча на месторождении достигла проектного уровня: около 7,7 млрд куб. м природного газа и 1,3 млн тонн деэтанизированного газового конденсата в год.
В начале апреля 2015 года введено в эксплуатацию, а летом 2015 года добыча на месторождении достигла проектного уровня: около 7,7 млрд куб. м природного газа и 1,3 млн тонн деэтанизированного газового конденсата в год.
ОАО «Арктикгаз»
Яро-Яхинское месторождение
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
12 комплектов рабочей документации
28 контуров электрообогрева
Длина нагревательного кабеля – 19816 м.
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – более 12 км.
Установленная мощность 0,9 МВт
12 комплектов рабочей документации
28 контуров электрообогрева
Длина нагревательного кабеля – 19816 м.
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – более 12 км.
Установленная мощность 0,9 МВт
Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение является основным добывающим активом «НОВАТЭКа». Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены в бассейне Тазовской губы - разбуривание морской части месторождения производится с суши с применением горизонтальных скважин.
Открыто месторождение в 1970г. В 2003г. начата добыча. Доказанные запасы газа 258 млрд куб. м, жидких углеводородов 11 млн т.
Открыто месторождение в 1970г. В 2003г. начата добыча. Доказанные запасы газа 258 млрд куб. м, жидких углеводородов 11 млн т.
ОАО «Арктикгаз»
Юрхаровское месторождение
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
Система электрообогрева трубопроводов и колодца водоприемного объекта «Водозаборные сооружения Западного купола Северо-Уренгойского ГКМ»:
8 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – 26262 м;
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – более 12 км;
Установленная мощность 387,13 кВт.
Система электрообогрева трубопроводов, колодцев водоприемных и выгреба объекта «Водозаборные сооружения Восточного купола Северо-Уренгойского ГКМ»:
9 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – 16986 м;
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – более 7,5 км;
Установленная мощность 238,2 кВт.
Система электрообогрева трубопроводов и колодца водоприемного объекта «Водозаборные сооружения Западного купола Северо-Уренгойского ГКМ»:
8 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – 26262 м;
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – более 12 км;
Установленная мощность 387,13 кВт.
Система электрообогрева трубопроводов, колодцев водоприемных и выгреба объекта «Водозаборные сооружения Восточного купола Северо-Уренгойского ГКМ»:
9 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – 16986 м;
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – более 7,5 км;
Установленная мощность 238,2 кВт.
Северо-Уренгойское месторождение, открытое в 1966 году, расположено в 25 км к югу от Юрхаровского месторождения.
Залежи углеводородов Северо-Уренгойского месторождения сосредоточены на двух куполах – Западном и Восточном.
Промышленная эксплуатация Западного купола ведется с 2001 года. В октябре 2013 года в эксплуатацию введен Восточный купол. Инфраструктура Восточного купола также включает установку комплексной подготовки газа мощностью 6 млрд куб. м в год, газосборные сети, газопровод и конденсатопровод до Западного купола. Запуск Восточного купола позволил вывести Северо-Уренгойское месторождение на его проектную мощность.
В 2015 году на месторождении было добыто 5,0 млрд куб. м товарного газа и 1,2 млн т газового конденсата.
Залежи углеводородов Северо-Уренгойского месторождения сосредоточены на двух куполах – Западном и Восточном.
Промышленная эксплуатация Западного купола ведется с 2001 года. В октябре 2013 года в эксплуатацию введен Восточный купол. Инфраструктура Восточного купола также включает установку комплексной подготовки газа мощностью 6 млрд куб. м в год, газосборные сети, газопровод и конденсатопровод до Западного купола. Запуск Восточного купола позволил вывести Северо-Уренгойское месторождение на его проектную мощность.
В 2015 году на месторождении было добыто 5,0 млрд куб. м товарного газа и 1,2 млн т газового конденсата.
ЗАО «Нортгаз»
Северо-Уренгойское месторождение
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
Комплект рабочей документации на систему электрообогрева «Обустройство Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений.
Водозабор (озеро №1) в районе ПСП»:
7 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – 37 921 м;
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – более 16,5 км;
Установленная мощность 389,3 кВт.
Комплект рабочей документации на систему электрообогрева «Обустройство Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений.
Водозабор (озеро №1) в районе ПСП»:
7 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – 37 921 м;
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – более 16,5 км;
Установленная мощность 389,3 кВт.
Запуск Восточно-Мессояхского месторождения в промышленную эксплуатацию состоялся 21 сентября 2016 года. Западно-Мессояхское месторождение находится в стадии разведки недр.
В феврале 2017 г. на Восточно-Мессояхском месторождении добыт первый миллион тонн нефти. В июне 2017 г. добыт второй миллион тонн нефти за 9 месяцев с начала промышленной эксплуатации Восточно-Мессояхского месторождения.
Восточно-Мессояхское месторождение – самое северное из разрабатываемых нефтяных месторождений России на суше.
Доказанные запасы 471,7 млн тонн нефти и газового конденсата, 187 млрд м³ природного и попутного газа.
По объемам доказанных запасов, согласно отечественной классификации, Мессояхская группа месторождений относится к уникальным.
В феврале 2017 г. на Восточно-Мессояхском месторождении добыт первый миллион тонн нефти. В июне 2017 г. добыт второй миллион тонн нефти за 9 месяцев с начала промышленной эксплуатации Восточно-Мессояхского месторождения.
Восточно-Мессояхское месторождение – самое северное из разрабатываемых нефтяных месторождений России на суше.
Доказанные запасы 471,7 млн тонн нефти и газового конденсата, 187 млрд м³ природного и попутного газа.
По объемам доказанных запасов, согласно отечественной классификации, Мессояхская группа месторождений относится к уникальным.
ПАО «Газпром нефть», АО «Мессояханефтегаз»
Восточно-Мессояхское
и Западно-Мессояхское месторождения
и Западно-Мессояхское месторождения
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
Комплект рабочей документации на систему электрообогрева «Обустройство Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений.
Водозабор (озеро №1) в районе ПСП»:
7 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – 37 921 м;
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – более 16,5 км;
Установленная мощность 389,3 кВт.
Комплект рабочей документации на систему электрообогрева «Обустройство Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений.
Водозабор (озеро №1) в районе ПСП»:
7 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – 37 921 м;
Протяженность системы обогрева ЛонгСОВТ – более 16,5 км;
Установленная мощность 389,3 кВт.
Запуск Восточно-Мессояхского месторождения в промышленную эксплуатацию состоялся 21 сентября 2016 года. Западно-Мессояхское месторождение находится в стадии разведки недр.
В феврале 2017 г. на Восточно-Мессояхском месторождении добыт первый миллион тонн нефти. В июне 2017 г. добыт второй миллион тонн нефти за 9 месяцев с начала промышленной эксплуатации Восточно-Мессояхского месторождения.
Восточно-Мессояхское месторождение – самое северное из разрабатываемых нефтяных месторождений России на суше.
Доказанные запасы 471,7 млн тонн нефти и газового конденсата, 187 млрд м³ природного и попутного газа.
По объемам доказанных запасов, согласно отечественной классификации, Мессояхская группа месторождений относится к уникальным.
В феврале 2017 г. на Восточно-Мессояхском месторождении добыт первый миллион тонн нефти. В июне 2017 г. добыт второй миллион тонн нефти за 9 месяцев с начала промышленной эксплуатации Восточно-Мессояхского месторождения.
Восточно-Мессояхское месторождение – самое северное из разрабатываемых нефтяных месторождений России на суше.
Доказанные запасы 471,7 млн тонн нефти и газового конденсата, 187 млрд м³ природного и попутного газа.
По объемам доказанных запасов, согласно отечественной классификации, Мессояхская группа месторождений относится к уникальным.
ПАО «Газпром нефть», АО «Мессояханефтегаз»
Восточно-Мессояхское
и Западно-Мессояхское месторождения
и Западно-Мессояхское месторождения
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
51 комплект рабочей документации с 2006 г. по 2020 г. .
Более 600 контуров электрообогрева;
Общая протяженность нагревательного кабеля – 356 000 м;
Протяженность системы обогрева вихревыми токами ЛонгСОВТ – 3 571 м;
Станции и шкафы управления электрообогревом – 288 шт.;
Установленная мощность систем электрообогрева – 9,55 МВт.
51 комплект рабочей документации с 2006 г. по 2020 г. .
Более 600 контуров электрообогрева;
Общая протяженность нагревательного кабеля – 356 000 м;
Протяженность системы обогрева вихревыми токами ЛонгСОВТ – 3 571 м;
Станции и шкафы управления электрообогревом – 288 шт.;
Установленная мощность систем электрообогрева – 9,55 МВт.
Талака́нское нефтегазоконденсатное месторождение – крупное нефтегазоконденсатное месторождение в Якутии. Расположено на юго-западе республики, в среднем течении реки Лена, в 300 км от города Киренска (Иркутская область). Разработка месторождения началась в начале 1990-х годов. Извлекаемые запасы нефти на Талаканском месторождении составляют 123,6 млн тонн, запасы газа - 63,2 млрд кубометров, запасы конденсата - 375 тыс. тонн.
ОАО «Сургутнефтегаз»
Талаканское месторождение
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
70 комплектов рабочей документации с 1999 г. по 2020 г.
Более 550 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – свыше 246000 м;
Установленная мощность – 6,95 МВт.
70 комплектов рабочей документации с 1999 г. по 2020 г.
Более 550 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – свыше 246000 м;
Установленная мощность – 6,95 МВт.
Фёдоровское газонефтяное месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 75 км к северу от Сургута. Местность является центральной частью Сургутского нефтегазового района Среднеобской нефтегазоносной области. Месторождение, получившее имя гениального ученого-инженера, было открыто через шесть лет после его кончины – в 1971 году. Площадь месторождения составляет около 1900 км2. После Самотлорского это месторождение является вторым по объему залежей и находится в списке десяти крупнейших в мире, поскольку относится к гигантским (разновидность классификации).
ОАО «Сургутнефтегаз»
Фёдоровское месторождение
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
32 комплекта рабочей документации;
377 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – свыше 140 000 м;
Установленная мощность – 3,7 МВт.
32 комплекта рабочей документации;
377 контуров электрообогрева;
Длина нагревательного кабеля – свыше 140 000 м;
Установленная мощность – 3,7 МВт.
Рогожниковское месторождение расположено в Октябрьском районе ХМАО-Югры на расстояние около 165 км к северо-западу от г. Ханты-Мансийска и 400 км от г Сургута, на границе Красноленинского свода и Фроловской геовпадины в зоне влияния крупного глубинного разлома, разделяющего Уват-Ханты-Мансийский срединный массив и Уральскую складчатую систему. Извлекаемые запасы нефти Рогожниковского месторождения изначально оценивались в 96 млн.тонн. В настоящее время запасы составляют примерно 150 млн тонн. В эксплуатацию Рогожниковское месторождение введено в 2005 году. Рогожниковским месторождение названо в честь Г. Рогожникова одного из первооткрывателей нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири.
ОАО «Сургутнефтегаз»
Рогожниковское месторождение
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
64 комплекта рабочей документации;
186 контуров электрообогрева;
смонтировано свыше 150 000 м нагревательного кабеля;
установленная мощность систем электрообогрева – 3,7 МВт.
64 комплекта рабочей документации;
186 контуров электрообогрева;
смонтировано свыше 150 000 м нагревательного кабеля;
установленная мощность систем электрообогрева – 3,7 МВт.
Лянторское – гигантское нефтегазоконденсатное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Лянтора. Открыто в 1965 году. Относится к разряду «гигантских», но при этом является одним из самых сложных в геологическом отношении.
Промышленная эксплуатация Лянторского месторождения началась в 1978 году. Через два года для его интенсивной разработки было создано нефтегазодобывающее управление «Лянторнефть». По объемам добычи является вторым месторождением ОАО «Сургутнефтегаз», уступая только легендарной Фёдоровке.
Полные запасы нефти 2,0 млрд. тонн, а остаточные запасы нефти 380 млн. тонн. Начальные запасы газа св. 250 млрд. куб. м. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.
Добыча нефти на месторождении в 2007 г. — составила 7,5 млн. тонн.
Промышленная эксплуатация Лянторского месторождения началась в 1978 году. Через два года для его интенсивной разработки было создано нефтегазодобывающее управление «Лянторнефть». По объемам добычи является вторым месторождением ОАО «Сургутнефтегаз», уступая только легендарной Фёдоровке.
Полные запасы нефти 2,0 млрд. тонн, а остаточные запасы нефти 380 млн. тонн. Начальные запасы газа св. 250 млрд. куб. м. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.
Добыча нефти на месторождении в 2007 г. — составила 7,5 млн. тонн.
ОАО «Сургутнефтегаз»
Лянторское месторождение
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
37 комплектов рабочей документации;
Более 115 контуров электрообогрева;
Протяженность нагревательного кабеля – свыше 55 000 м;
Установленная мощность систем электрообогрева – 1,7 МВт.
37 комплектов рабочей документации;
Более 115 контуров электрообогрева;
Протяженность нагревательного кабеля – свыше 55 000 м;
Установленная мощность систем электрообогрева – 1,7 МВт.
Западно-Сургутское нефтяное месторождение расположено в 20 км. к Северо-Западу от города Сургут и частично в пределах его городской черты. В Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации. Южная часть месторождения находится в пойменной и русловой правобережной части р. Оби. В геологическом отношении месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1963 году, полная эксплуатация начата в 1965 году. Общие геологические запасы нефти составляют более 500 млн. тонн. Начальные извлекаемые запасы нефти составляют 215 млн. тонн.
ОАО «Сургутнефтегаз»
Западно-Сургутское нефтяное месторождение
АО «НТЦ «Энергосбережение» разработано и реализовано:
Более 498 контуров электрообогрева;
Протяженность нагревательного кабеля – свыше 200 км;
Общая протяженность обогреваемых трубопроводов составила более 100 000 м
Длина системы обогрева вихревыми токами ЛонгСОВТ 45 606 м.
Установленная мощность систем электрообогрева – более 5 МВт.
Более 498 контуров электрообогрева;
Протяженность нагревательного кабеля – свыше 200 км;
Общая протяженность обогреваемых трубопроводов составила более 100 000 м
Длина системы обогрева вихревыми токами ЛонгСОВТ 45 606 м.
Установленная мощность систем электрообогрева – более 5 МВт.
Осенью 2016 года в промышленную эксплуатацию введено Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в 240 км северо-восточнее ж/д станции Новый Уренгой, в пределах Большехетской впадины. Месторождение приурочено к Пякяхинскому куполовидному поднятию Пур-Тазовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Месторождение одно из богатейших в приарктической зоне России, относится к классу крупных. Общая площадь 160 кв. км. Суммарные запасы газа которой Лукойл оценивает в 945 млрд куб. м. Запасы Пякяхинского месторождения на начало 2014 г составляют 69,5 млн т нефти и 234,2 млрд куб. м газа.
ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение