Прошу ознакомиться с Презентацией - "Технология прорыва" и чтобы убедиться, что Разработка актуальна и может быть востребована, посмотрите "норвежский ролик", где на 35 сек говорится, "что к сожалению ТАКОЙ технологии в мире пока нет"... https://yadi.sk/d/cep3NUver9YnA Все, что увидите в Презентации, могу изготовить в промышленном масштабе за 1.5-2 года - необходимы инвестиции $2 млн. Есть еще более важное: в своих размышлениях обнаружил Новый Рынок для своих технологий, где пока никого нет. С уважением, Михаил Бышевский.

2.  Разработка технологии капитального ремонта глубоководных
нефтепроводов без участия водолазов и какой-либо импортной техники и
оборудования.
 Все новые технологические решения, обусловленные регламентом подводно-
технических работ, превышают мировые достижения в этой области по
безопасности, экономическому эффекту и временным затратам.
 Концептуальный проект:
 Мобильное и автономное производство ВТС (высоконапорные трубные
секции); сборки, монтажа и укладки в морское дно нефтегазопроводов.
 На всех переделах начиная от организации производства ВТС и заканчивая
утилизацией по прекращению эксплуатации подводных нефтепроводов,
применяются альтернативные и инновационные методы и способы
производства работ. Практическое использование данных технологий при
обустройстве морских месторождений углеводородов, в том числе на
арктическом шельфе, позволит сократить капитальные затраты до 30%,
эксплуатационные- до 70% и сократить сроки на строительство в два раза. При
этом надёжность, безопасность и экология превышают достигнутые мировые
уровни.

3.  Концептуальный проект:
 Роботизированное строительство многоцелевых морских сооружений в
подводном исполнении, как то:
 - автономные и мобильные подводные комплексы для разведки, бурения и
эксплуатации месторождений нефти и газа
 - мобильные подводные сооружения для переработки углеводородов, хранения
нефтепродуктов и их транспортировки к береговым
 терминалам
 - подводные тоннельные сооружения для ж.д. и автотранспорта
 - МОРСКИЕ сооружения для АЭС – стационарные и мобильные
 - подводные мобильные и автономные сооружения для ВМФ

 Все три проекта обусловлены Единым Принципом Соединения силовых
элементов конструкций и сооружений в подводных условиях, а в своей
совокупности, способны разрешить все накопившиеся проблемы
(экономические, экологические, техногенные и прочая), с которыми
столкнулись гиганты нефтегазовой отрасли на глубоководных и
арктических шельфах морей.
 Необходимо создание единого Центра Компетенций (исследовательский,
проектно-конструкторский, опытно-эксперементальный) и Капитализации
технологий.

4. В настоящее время и в ближайшие два-три года будет
происходить стагнация проектов по освоению новых
(глубоководных и арктических) морских месторождений
нефти и газа по причине исчерпания возможностей
освоения экстенсивными методами и технологиями, а в
России усугубляется еще и пресловутыми санкциями –
этого времени вполне достаточно, чтобы верифицировать
новые методы и технологии, утвердить более высокие
стандарты по безопасности и экологии, подготовить
специалистов и представить аванпроект разработки и
освоения «Штокманского» месторождения, для чего будет
использовано только все отечественное: технологии, флот,
оборудование, материалы и специалисты.

5. Проблема: после срезки платформы,
подобные сваи никто не брался
демонтировать – эта задача
полностью не разрешена в мире по
сей день.
Наше решение: от знакопеременной
нагрузки (93000 циклов) разрушался
цементный камень, затем
происходила фильтрация воды в
скважину и оставалось извлечь сваю
плавкраном, преодолевая только ее
вес.
Устройство муфты (2) – «плотный
захват», оказалось инвариантным
решением в области строительства и
ремонта подводных сооружений.

6. Справка:
в азербайджанском секторе Каспия уже списаны более
2000 платформ и готовятся к списанию еще более 5000.
Каждая платформа – это набор блоков (см. рис.) от 5 до 15
штук, скрепленных между собой по верхней образующей
ферменными конструкциями.
Проблема: нет в мире технологии, разрешающей весь
комплекс проблем: экологическую, технологическую и
экономическую.
Данные для установки понтонов и ускорителей:
Масса конструкции (блок с анкерами) – 352 т
Суммарное вертикальное усилие необходимое для
преодоления силы трения свай о грунт – 690 т
Суммарное вертикальное усилие необходимое для
разрушения бетонных образований – 750 т
Суммарное вертикальное усилие необходимое для
демонтажа блока после балластировки – 1450 т
Минимальная тяга одного ускорителя, необходимая для
демонтажа блока – 270 т
6

7. Ускоритель : В НИИ РАН нам подобрали
вариант смеси твердого топлива, которое
обеспечит необходимый, кратковременный (до
30 сек) силовой импульс. Согласно нашим
расчетам, даже при одноразовом силовом
импульсе от всех шести ускорителей, произойдет
разрушение цементных стяжек и платформа
вместе с анкерами подвсплывет на 4-5 метров.
Далее произойдет фильтрация воды в скважину
и можно вызывать плавкран…

8. Эффективная Экономика
У Западных разработчиков уже в привычку вошло:
нефтегазовые морские проекты разрабатывать
исключительно экстенсивными методами и
технологиями.
Проектируют катамаран, водоизмещением более млн.
тонн., чтобы выдергивать платформы со дна. Нефтяным
кампаниям уже объявили: цена демонтажа одной
платформы – 100 млн.евро!
Что же можем предложить МЫ нефтяной Госкомпании
«СОКАР», на чьем балансе все эти платформы?
- Наше обязательство, что в течении 5 лет, все списанные
платформы будут демонтированы и утилизированы
- В качестве оплаты наша Компания имеет Право
вывезти весь добытый металлолом без пошлины в
Россию
Для Инвестора: доходы с этого проекта рассчитаны по
минимальной шкале.
Венчурный этап:
Срок – 6 мес.
Инвестиции – $1,5
млн.
Результат –
демонтаж 10 свай
и трех блоков
платформ
Промышленно-
коммерческий:
Срок – 36 мес.
Инвестиции –
$50 млн.
Результат – 3 млн.
тонн
Доход – $650 млн.
Опытно-
промышленный:
Срок – 12 мес.
Инвестиции –
$5 млн.
Результат – 100
тыс.тонн
Доход – $25 млн.
Зарубежный этап:
10 000 нефтяных
платформ в мире
готовы к утилизации.
Технологий нет.
Уникальный Опыт на
Каспии будет
востребован
«Дем онтаж»: этапы освоения
По оценкам экспертов, на
утилизацию нефтяных
платформ только в
Северном море с 2012 по 2025
годы уйдет от 24 до 28
миллиардов долларов.

9. Идея создать универсальную Муфту для
ремонта трубопроводов в подводном исполнении,
родилась, когда проводили испытания по проекту № 1
с муфтой «плотный захват». Мы столкнулись с тем, что
помимо усилий прямого сдавливания сваи
кристаллизирующейся смесью, происходит
аномальная адгезия между поверхностями стенок
муфты и трубы. Удельная величина сдвига трубы
относительно муфты была от 300 до 500 кг на см. кв.
Модифицировали состав Смеси и получили набор
смесей с необходимыми уникальными качествами.
Так и родилась отечественная КОМПОЗИТНО-
МУФТОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ.
Муфта фрикционная "плотный захват"
испытания на
сдвиг – 12,5 тн
Бышевский М.А. 1989 год
ГИПРОРЕЧТРАНС

10. На наше «счастье» произошла крупная авария на магистральном
подводном нефтепроводе на Каспии: якорем плавкрана произведен
разлом длиной 7 см. ГАЗПРОМ, ТРАНСНЕФТЬ, НИИ ПОТОНА –
каждый из них монтировал свою Муфту, но не одна более 2-х месяцев
не держалась. Далее шла эпопея с американцами: купили у них муфту
за $600 тысяч. Когда делали проект, выяснилось, что необходимо у них
же арендовать уникальное оборудование + 5 спецов. Смета подскочила
до $2,5 млн. Союзный МинГаз отказался финансировать, сказали
«стройте новую трубу». И построили бы, но за время строительства
могли потерять 17 высокодебитных скважин, которые давали до 5 млн.
тонн по году. Мы все это время обрабатывали нижние этажи ВПО
«КАСПМОРНЕФТЕГАЗПРОМ» (сегодня СОКАР): изготавливали
модели и прототипы и в присутствии экспертов и специалистов ставили
на гидравлические испытания по тройному рабочему давлению.
Лишь после отчаянной попытки нефтяников, поднять трубу на поверхность и
заварить пробоину (трубопровод сломался при подъеме) – меня вызвали на
самый верх, к Генеральному Директору ВПО, человеку-легенде, Герою
Соцтруда, Аббасову Курбану Аббасовичу – Нефтчи Курбан. Разговор был
короткий: «чем отвечаешь?» - «головой, больше нечем» – «иди работай!».
Но полный карт-бланш (назначили одновременно: Главным конструктором,
Главным инженером и Руководителем подводно-технических работ – в то время
я еще был студентом 4-го курса МИНГа), получили после того как соединили
фрагменты труб на глубине 20 метров и после гидравлических испытаний, все
ЭТО поставили под пресс и пытались сдвинуть трубу относительно Муфты, пока
не потек металл трубы. На испытаниях присутствовали 19 Главных инженеров
подразделений ВПО и все подписали Акт на применение Муфты.
Такую картину мы обнаружили на морском дне
Каспийского моря (на глубине 92 метра) после того, как
к нам обратились нефтяники из Баку.
Пресс – 3000 тонн. 1 – фрагмент трубы 530х14,
2 – муфта, 3 – уплотнитель прикрывающий зазор, 4.
– заглушка, 5 – фиксирующий стакан

11. Схема монтажа муфты:
В подводном исполнении, на глубине моря 92 метра, установили Муфту
без ВОДОЛАЗОВ, и без сварки, обходясь НПА с рукой-манипулятором,
лебёдками и гаком плавкрана.
Схема закачки муфты смесями:
Смеси готовились на судне и подавались через обезвешанную колонну
НКТ в муфту, посредством автосоединения «хансена».
Результат:
Работа была выполнена в рекордные сроки и последующей
безаварийной эксплуатацией нефтепровода более 23 лет – и сейчас в
эксплуатации. До настоящего времени «этот инновационный
способ ремонта» на глубине моря свыше 60 метров, подводного
нефтепровода остаётся в мировой практике не превзойдённым по
многим параметрам подобных работ:
- самой низкой себестоимости
- технике исполнения монтажных работ
- малым срокам подготовки и исполнения
- максимальной безопасности – людей под водой нет
- минимальному набору техники, оборудования и инструмента
высокой пропорции доход/затраты – 7 к 1 =
$1,5 млн. к $0,2 млн.
СОВРЕМЕННЫЕ РАСЦЕНКИ НА ПОДРЯДЫ
ПОДОБНЫХ РАБОТ В СЕВЕРНОМ МОРЕ: $7 - $12 млн.
В последующие годы 1992-2012, нефтяниками Азербайджана, под
нашим авторским надзором и шефмонтажем, были установлены еще
шесть Муфт на подводные нефтяные и газовые трубопроводы. И все
Муфты успешно эксплуатируются по настоящее время.
кассета с резиновой камерой,
автоподкачкой воздуха, для
обезвешивания колонны
смеситель
на борту
судна
92
метра

12. сделай щелчок по экрану
Норвежским специалистам просто не известно, а
российские топменеджеры Корпораций и знать не
желают, что технология СОЕДИНЕНИЯ «без
водолазов и сварки» - существует! И развивается по
мере собственных сил и возможностей самих
Разработчиков и Автора
Муфты пятого поколения
сделай щелчок по экрану
сделай щелчок по экрану

14. ВТС - предварительно-напряженная конструкция: после заливки
Спец-Смеси (СС) происходит ее кристаллизация и
полимеризация, она пытается расшириться, происходит набор
прочности до заданной величины. Таким образом, чугунная
труба сжимается, а гофро-труба расширяется.
Расчеты велись методом конечных элементов по программе
«Зенит-95», которые показали, что на глубине моря 1000 метров
при рабочем давлении 16 МПа - все элементы трубопроводной
конструкции ВТС, работают в пределах допустимых напряжений
ВТС - тонко сбалансированная конструкция: при монтаже и
Строительстве трубопровод будет иметь «мокрый вес» близкий
к нулю, а когда он будет уложен в дно, согласно проектному
положению, вес сооружения можно изменить до отрицательных
значений. Такая возможность очень эффективна при
протаскивании через русла рек, озер, болот и в прибрежной
морской зоне, на мелководье.
Рифленая поверхность ВТС, позволяет оставаться сооружению
достаточно устойчивым, даже на крутых склонах и подъемах.
Очень важное: технологическая простота производства ВТС
и его малая энергоемкость (отсутствуют огневые и сварочные
процессы) позволяют максимально роботизировать процесс и
компактно разместить линию на площади в 1000 кв.м. -
непосредственно прямо на монтажно-строительной площадке:
на суше в ангаре или в море на барже.
Гофро-труба стальная
СпецСмесь
Чугунная
труба
Рис.1 - Конструктивно компоновочная
схема
сделай щелчок по экрану
Роботизированное производство ВТС

15. Разрабатываются схемы и оборудование для протаскивания
плетей трубопровода по дну акваторий и водоемов,
поворотные и угловые муфты и способы монтажа и
соединения в подводных условиях - есть много новых
решений, подлежащих патентованию. Монтажно-строительные
нагрузки , в основном изгибающие моменты сил, при укладке с
судна трубоукладчика в дно акваторий , современными «S»-ой
и «J» образными методами - в нашей технологии отсутствуют.
Этим и объясняется возможность применения чугунных труб в
проектах ВТС. Любой нефтяник подтвердит, что в
эксплуатации, лучше чугуна ничего в мире нет.
Немаловажно: когда трубопровод из ВТС будет уложен в дно
и его нагрузят рабочим давлением, то как сооружение, он при
этом - разгрузится! Мы показывали ВТС опытным строителям,
которые строили балтийскую трубопроводную систему, так они
нам накидали еще с десяток преимуществ нашей ВТС.
Наконец, самое важное: материалы, оборудование,
технологический флот и специалисты - исключительно все
отечественное! Мультипликативный эффект для многих
отраслей нашей промышленности, гарантируем.
Схемы сборки и монтажа
ВТС на суше
Ангар по
производству ВТС
Схемы монтажа плети ВТС с баржи
1 2
3 4

16. Очень сложно найти истинную информацию о российских проектах. Например, о цене «Северного потока», цифры разнятся от
$12 до $18 млн/км. Даже, если исключим коррупционную составляющую, цена наших нефте-газопроводов в 1,5-2 раза выше,
чем в США. Причина тривиальна: развитие идет по пути КОПИРОВАНИЯ западных технологий. А «западные технологии» , по
крайней мере в сфере обустройства и освоения морских месторождений нефти и газа, уже многие десятилетия развиваются
по ЭКСТЕНСИВНОМУ пути: этот их выбор был предопределен массовой долей «Соглашений о разделе продукта - СРП», их
стараниями по безмерном увеличении сметных расходов - «чем глубже море, тем толще трубы».
Планируемая конечная цена подводного трубопровода по технологии ВТС - $3-$5 млн/км (в зависимости от глубины залегания)
и это уже цена с рентабельностью, не менее 20%.
Хотим быть конкурентоспособными? Необходимо развивать свои, альтернативные технологии, которые опираются на
свою производственную базу.
Лев Сныков, Светлана Гризан, «ВТБ
Капитал»19:20, 13.05.2011
«Газпром» раскрыл сведения о стоимости
строительства основных газопроводов
Бованенково-Ухта, строительство
которого запланировано на 2007-2015 гг.,
составит почти 1 трлн руб. (40 млрд долл.)
в ценах 2008 г. Это соответствует 18 млн.
долл. за километр.
Жаль, без состава цены.

17. Основания для частно-государственного партнерства:
На всех этапах передела ВТС: производство, монтаж и строительство, транспортировка и
укладка, сервисное обслуживание трубопроводной системы – воспроизводится инновационный
принцип Продукта, Способа, Услуги, каждый из которых и все вместе взятые, создают
дополнительный доход, за счет Экономии, Времени и Организации производственных
процессов.
Безусловным преимуществом для России и целого ряда развивающихся Стран – это
доступность использования недефицитных материалов, оборудования и техники, это
возможность стать успешными, обходясь собственными средствами, развивая свою
национальную Экономику и свои производительные силы.

18. Генеральный директор
Бышевский Михаил Алексеевич.
Телефон: +7 (903) 214-72-32.
Эл. почта: bimial@mail.ru
скайп: bimial1
образование: ПТУ-11 - морской монтажник, г.Баку - 1971 , Водолазная Школа - водолаз-глубоководник, г.Мурманск
- 1981 , Университет Нефти и Газа им.Губкина, проектирование морских сооружений, г.Москва 1991.
Ранее, в период с 1979 по 1992 год, работал в СМУ-4; в Спецуправлении по подводно-техническим работам ВПО
«Каспморнефть»; в НПО «Сезам» - г. Баку: от морского монтажника до Главного Инженера. После переезда в
Москву в 1992 году, организовывал и руководил предприятиями, в инновационной научно-технической сфере: МП
«Инжсервис», НПО «КТМ»; с 2005 по 2006 год работал экспертом в Федеральном Агентстве по энергетике
Российской Федерации по разработке концепции и стратегии освоения морских шельфов РФ.
Созданный Бышевским в 2008-ом году коллектив «СКБ «Шельфпром» объединяет ведущих отраслевых
специалистов, инженеров, строителей гидротехнических сооружений и конструкторов.