Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Компания Башнефть (входит в Роснефть) ввела в эксплуатацию новую горизонтальную скважину на Арланском месторождении в Республике Башкортостан. Об этом сообщила пресс-служба Роснефти.

Стартовый дебит скважины составил 110 т/сутки нефти, что в шесть раз превышает средние показатели действующих скважин на зрелых месторождениях.

При подготовке проекта специалисты Башнефти и уфимского научного института Роснефти использовали данные промысловых и гидродинамических исследований. На их основе ученые построили 3D-модель залежи, которая позволила определить нефтеносные зоны.

В процессе бурения траекторию скважины корректировали в режиме реального времени с помощью программного обеспечения РН-Горизонт+. Это позволило провести ствол через наиболее продуктивные участки горной породы.

На основе информации, поступающей с буровых площадок, программный комплекс позволяет:

• в режиме реального времени принимать оптимальные решения по проводке ствола скважины;
• значительно повысить эффективность бурения;
• ускорить ввод скважин в эксплуатацию.

Напомним, ранее стало известно, что Башнефть расширила парк мобильных каротажных станций, полностью собранных из российских компонентов. Экономический эффект от внедрения новых комплексов оценивается примерно в 170 млн руб./год.

Арланское месторождение

• старейший актив Башнефти в Башкортостане;
• крупнейшее по запасам месторождение Башкортостана;
• имеет сложное геологическое строение;
• на месторождении выделено 862 залежи нефти;
• открыто в 1955 г.;
• введено в разработку в 1958 г.

Роснефть планирует тиражировать опыт совместного проектирования и бурения на других участках месторождения, а также на зрелых активах со сходным геологическим строением. Читать полностью

Ямусукро, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Американская Vaalco Energy получила одобрение правительства Кот-д’Ивуара на переход к следующему этапу работ в рамках перспективной лицензии на шельфовую разведку.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

На прошлой неделе Vaalco Energy сообщила о подаче заявки на переход ко второму этапу геологоразведочных работ на блоке CI-705 – участке недр, права на который были получены в начале 2025 г., – а также о планах по бурению разведочной скважины. 9 ноября 2026 г. Vaalco объявила, что власти Кот-д’Ивуара одобрили эту заявку. Согласно ее условиям, компания должна:

• вернуть государству 25% площади блока,
• пробурить разведочную скважину до конца 2028 г.

По данным Vaalco Energy, блоке CI-705 обладает значительным потенциалом как для добычи нефти, так и для добычи природного газа. Компания инвестировала в проект 3 млн долл. США.

Ранее сообщалось, что компания намерена провести комплексный анализ геологической информации для понимания общей перспективности блока, обработку и интерпретацию сейсмических данных, бурение до 2^х разведочных скважин.

Блок CI-705

• расположен в нефтегазоносном бассейне Tano, примерно в 70 км к западу от блока CI-40 (также разрабатывается Vaalco), где находятся нефтяные месторождения Baobab и Kossipo, и в 60 км к западу от крупного месторождения Calao (блок CI-205), которое было открыто итальянской Eni в 2024 г.;
• площадь блока – 2,3 тыс. км²;
• блок изучен слабо, на сегодняшний день в его пределах пробурено 3 скважины;
• глубина воды на блоке достигает 2,5 тыс. м.

Vaalco Energy основана в 1985 г. Штаб-квартира компании находится в Хьюстоне, штат Техас, США. Портфель добывающих активов включает в себя проекты в Габоне, Египте, Кот-д’Ивуаре, Экваториальной Гвинее, Нигерии и Канаде.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Джакарта, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Британская bp продала принадлежащие ей 49,9% акций в совместном предприятии по управлению сетью автозаправочных станций (АЗС) в Индонезии.
Об этом сообщает пресс-служба AKR.

Согласно условиям сделки, две дочерние структуры AKR приобрели акции bp за 14,22 млн долл. США. В результате группа AKR Corporindo консолидирует 100% участия в совместном предприятии, полностью получив контроль над розничным топливным бизнесом.

Нефтегаз.РУ напоминает, что bp и AKR подписали соглашение о создании совместного предприятия для развития розничного бизнеса по продаже топлива в Индонезии в 2017 г. В рамках сотрудничества была учреждена компания PT Aneka Petroindo Raya (APR), работающая под брендом BP-AKR Fuels Retail. Сеть предлагала 3 вида топлива:

• бензин BP Ultimate,
• BP 92 с технологией ACTIVE,
• а также дизельное топливо BP Diesel.

Выход bp из проекта объясняется частью стратегии британской компании по упрощению структуры своего международного портфеля активов. При этом сделка проходит на фоне сложностей, с которыми столкнулись независимые операторы АЗС в Индонезии. В 2025 г.

Министерство энергетики и минеральных ресурсов страны ужесточило условия прямого импорта топлива для частных компаний. Согласно новым требованиям, после исчерпания установленных импортных квот независимые операторы должны закупать базовое топливо у государственной нефтегазовой компании Pertamina. Эти ограничения привели к перебоям с поставками и дефициту топлива на некоторых частных АЗС, в том числе под брендами bp и Shell.

bp оказалась не единственной международной компанией, пересматривающей присутствие на индонезийском рынке розничной торговли топливом. В октябре 2026 г. Shell сообщила о завершении передачи своего бизнеса автозаправочных станций в Индонезии группе SEFAS.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Под контроль российской компании и флаг РФ перешли 2 китайских судна для перевозки тяжеловесных и негабаритных грузов, ранее доставлявших оборудование для проекта Арктик СПГ-2.
Об этом 9 ноября 2026 г. сообщил портал gCaptain со ссылкой на данные судовых реестров.

Под российским флагом

Согласно данным Equasis, суда-тяжеловозы Bright (IMO 9830769) и Glory (IMO 9934498) поменяли владельца.

Ранее владельцем обоих судов была китайская компания Guangdong Nan Feng Shipping. Сейчас Bright и Glory перешли под контроль российской компании Эко Шиппинг (Eco Shipping), специализирующейся на обеспечении комплексных перевозок в Арктике.

Информация о сроках и финансовых условиях сделки не раскрывается. Изменения собственника и управляющей компании подтверждены судовыми записями, но на сайте Эко Шиппинг Брайт и Глори в составе флота компании не значатся.

Оба судна перешли под российский флаг, получили русифицированные имена Брайт и Глори, портом приписки у них указывается Мурманск.

Согласно данным сервиса отслеживания судов GORADAR:

• Брайт показал свое местоположение в районе пос. Белокаменка, где находится Центр строительства крупнотоннажных морских сооружений (ЦСКМС) НОВАТЭКа, по состоянию на 25 октября 2026 г.,
• Глори обозначила свое местоположение 29 октября 2026 г. у входа в Кольский залив к западу от о-ва Кильдин.

Брайт и Глори

Брайт и Глори построены в Китае на верфи Hongsheng Shipbuilding. Кили обоих судов были заложены в 2016 г., но Брайт был достроен в 2018 г., а Глори – в 2022 г.

Оба судна имеют практически одинаковые характеристики и главные размерения:

Общие характеристики и главные размерения судов Брайт / Глори:

• длина наибольшая – 159,6 м,
• ширина наибольшая – 43,0 м,
• валовая вместимость – 18 401 / 18 116 т,
• дедвейт – 24 961 / 25 119 т,
• водоизмещение – 36 628 т,
• ледовый класс (согласно символу класса РС) – IB (усиленный корпус для плавания в условиях умеренного льда) / II (стандартный класс без специального ледового усиления).

Брайт первоначально носил имя Zhi Xian Zhi Xing и ходил под флагом Китая. Впоследствии был переименован в Hunter Star, затем в Bright Ocean и Bright, в процессе эксплуатации последовательно ходил под флагами Маршалловых о-вов, Панамы, Китая, Гайаны, Мали и России.

Глори была построена под названием Nan Feng Zhi Xing под флагом Китая, впоследствии стала Glory Ocean и Glory, в процессе эксплуатации последовательно ходила под флагами Панамы, Китая, Гайаны, Мали и России.

Брайт и Глори числятся в санкционных списках США (с мая 2024 г.), ЕС (Брайт с июня 2024, Глори с мая 2025 г.), Швейцарии, Канады. Основанием стало участие в перевозке специализированных модулей и оборудования для технологических линий СПГ-завода Арктик СПГ-2 в рамках деятельности CFU Shipping Co Limited.

Для Арктик СПГ-2 и не только

В июле 2026 г. Брайт и Глори привезли оборудование для 3-й технологической линии проекта Арктик СПГ-2 на площадку ЦСКМС в пос. Белокаменка, где строятся основания гравитационного типа (ОГТ) для линий сжижения и монтируются сами линии из готовых модулей. Глори привезла модуль TMR-001 – ключевой элемент трубопроводной эстакады, который устанавливается в центральной части платформы, а Bright Ocean – модуль TMR-002, следующий в технологической цепочке монтажа.

В сентябре 2026 г. оба судна вернулись в Китай и загрузили 2 дополнительных модуля береговой генерации электроэнергии, предназначенных для 2-й линии Арктик СПГ-2. Транспортировка осуществлялась по Северному морскому пути (СМП), во время прохождения СМП свои позиции оба тяжеловоза не передавали. По данным gCaptain, суда доставили модули на терминал Утренний на п-ве Гыдан, обслуживающий Арктик СПГ-2. После этого свои позиции Брайт и Глори обозначили в конце октября в районе Мурманска.

Варианты дальнейшего использования Брайт и Глори остаются неясными. По данным спутниковых снимков, в Китае остаются как минимум 7 модулей для 3-й линии проекта Арктик СПГ-2 на разной степени готовности. Не исключено, что Брайт и Глори вернутся за ними.

Однако переход судов под российское управление позволить использовать их не только для доставки оборудования на российские проекты, но и для трансфера российского СПГ-технология и платформенных конструкций зарубежным заказчикам. НОВАТЭК ранее заявлял об интересе к продвижению таких решений на международных рынках.

Так, НОВАТЭК в апреле 2026 г. подписал меморандум о взаимопонимании с планируемым на Аляске проектом СПГ-заводом Polar LNG и согласился предоставить финансирующей проект Tech Wave Industrial Projects Management (ОАЭ), право использовать свою технологию ОГТ, что спровоцировало масштабный скандал в США.
Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. В центре внимания — стратегические задачи горнодобывающих предприятий, развитие производственных мощностей, технологическая модернизация, инвестиционные приоритеты и взаимодействие заказчиков с поставщиками оборудования и промышленных решений.

Среди участников со стороны горнодобывающих и металлургических компаний — представители Норильского никеля, Полюса, Металлоинвеста, АЛРОСА, РУСАЛа, СУЭК, Nordgold, ЕвроХима, GV Gold, Эльги, Северстали, Распадской угольной компании, Сибантрацита, Селигдара и других предприятий.



Также среди участников — производители и поставщики оборудования и технологий: ТД БЕЛАЗ, НПО Аконит, Zoomlion, Горного оборудования Наньчана, Сумитек Интернейшнл, Комек Машинери, Промпривод, НГ-Энерго, Первомаш, Завком-Инжиниринг и других компаний.

Деловая программа: стратегические задачи и перспективы развития горнодобывающей отрасли

Участников ждут пленарные сессии, аналитические выступления и дискуссии с участием руководителей горнодобывающих компаний, представителей государственных структур и отраслевых экспертов. В программе — макротренды и сырьевые рынки, запуск новых проектов и модернизация предприятий, техническое развитие, кибербезопасность, закупки и совместные разработки с поставщиками.

Среди компаний, представители которых выступят в деловой программе, — Русская медная компания, АО «Полиметалл УК», GV Gold, ЭН+, Аркминерал-Ресурс, ООО «Нордголд Менеджмент», УК «Колмар», ЗДК «Лензолото», ПАО НЛМК, ПАО «ГМК «Норильский никель», АО «Апатит», АЛРОСА и другие.

Специальным гостем саммита станет Владимир Пирожков, промышленный дизайнер и футуролог. Тема его выступления — «Формула инноваций. Тренды близкого будущего».

ВИП-прием и новые возможности для делового общения с руководителями горнодобывающих компаний

16 ноября для спикеров и делегатов состоится ВИП-прием в исторической гостинице «Националь» в центре Москвы. Гостей ждёт театрализованный променад «Заблудшие» по закрытым историческим люксам, а затем — фуршет с видом на Исторический музей и Кремль.

17 ноября для делегатов впервые пройдёт специальный формат — «ВИП-обед с закупщиком». Участники смогут заранее выбрать представителя закупочного подразделения горнодобывающей компании, чтобы лично познакомиться с ним, рассказать о своей компании и продукции, а также обменяться контактами за деловым обедом.



В дни саммита возможности для профессионального общения будут также доступны во время кофе-брейков, обедов и вечернего коктейля. Эти форматы позволят участникам обсудить отраслевые задачи, обменяться опытом и установить новые деловые связи.

Подробнее о программе и спикерах можно узнать на сайте саммита.

Специальное предложение для читателей

Для читателей журнала «Neftegaz.ru» действует промокод NEFTEGAZ10, который дает скидку 10% на любой делегатский пакет при регистрации на странице саммита.

Организатор: ООО «АйТиИ Экспо Интернешнл»

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Стоимость перевалки угля в портах Северо-Запада России в октябре выросла на фоне увеличения спроса на портовые мощности после ограничения отгрузок в Азово-Черноморском бассейне. Об этом сообщил Ъ со ссылкой на обзор NEFT Research.

Тарифы достигли 15–25 долл. США/т. Удорожание логистики уже приводит к отрицательной рентабельности отдельных экспортных поставок и может способствовать сокращению отгрузок угля через Балтику, считают аналитики.

Перевалка угля на Балтике подорожала

В начале четвертого квартала стивидоры Северо-Запада повысили тарифы на перевалку угля до 15–25 долл. США/т, говорится в обзоре NEFT Research. По сравнению с сентябрем ставки выросли на 8–9 долл. США/т, а с июля–августа - на 9–13 долл. США/т. Для крупных поставщиков тариф увеличился на 5 долл. США, до 15 долл. США/т. Перевалка небольших партий угля, перенаправленных с южного направления, подорожала до 20–25 долл. США/т.

Рост ставок связан с конкуренцией экспортеров за портовые мощности на Балтике на фоне ограничений на отгрузки в Азово-Черноморском бассейне, отмечают в NEFT Research.

По данным аналитиков, в сентябре поставки угля из Хакасии в порт Усть-Луга выросли на 50,7% относительно августа и на 105,8% в годовом выражении, до 172,2 тыс. т. Перевозка кузбасского угля в этом направлении, напротив, снизилась на 2,5% к августу, до 2,02 млн т. При этом показатель оказался на 29% выше уровня сентября 2025 г.

В ноябре РЖД сохраняют ограничения на перевозку угля в Усть-Лугу на уровне 55% от пропускной способности, добавляют в NEFT Research.

На фоне ограниченной доступности ресурса и высокого спроса со стороны турецких покупателей цены на энергетический уголь калорийностью 6000 ккал/кг на Балтике за неделю к 30 октября выросли на 6,2%, до 113,5 долл. США/т на условиях FOB.

Высокий спрос поддерживает тарифы

Участник рынка, близкий к грузоотправителям, в комментарии Ъ связал рост стоимости перевалки с отсутствием альтернативных маршрутов: порт Тамань закрыт, поэтому экспортеры вынуждены направлять грузы на Северо-Запад. По его оценке, после возобновления работы Тамани тарифы на перевалку могут резко снизиться. Собеседник также отметил, что порты Северо-Запада направляют почти все поставки в Турцию, а экспорт с учетом роста стоимости перевозки и перевалки уже имеет отрицательную рентабельность.

Другой собеседник издания отметил, что повышение расценок затронуло не только угольные грузы: порты Северо-Запада пользуются благоприятной конъюнктурой и увеличивают тарифы. Особенно востребованы услуги универсальных терминалов.

Директор Центра ценовых индексов (ЦЦИ) Р. Соколов также связывает удорожание логистики с перенаправлением грузопотоков с юга на северо-запад. Это усилило конкуренцию между экспортными товарными группами за провозные мощности и привело к росту фрахтовых ставок и тарифов на перевалку. По данным ЦЦИ, в октябре средняя стоимость перевалки тонны угля на Балтике увеличилась на 65% относительно сентября и достигла максимума с апреля 2024 г.

По словам Р. Соколова, уголь более чувствителен к росту логистических расходов, чем другие экспортные грузы: его стоимость на мировом рынке ниже стоимости зерна и удобрений. Поэтому даже при благоприятной ценовой конъюнктуре увеличение транспортных затрат может существенно снизить доходность поставок.

Рост издержек может сократить экспорт

В краткосрочной перспективе Р. Соколов ожидает снижения экспорта угля через порты Северо-Запада. При этом высокий общий спрос на логистические услуги в Балтийском регионе, по его оценке, продолжит поддерживать тарифы на перевалку. В ответ на снижение рентабельности экспортеры будут искать альтернативные маршруты, в том числе через порты Арктики.

Руководитель дирекции инвестиционного анализа Альфа-банка Б. Красноженов отмечает, что цены на энергетический и коксующийся уголь в текущем квартале остаются относительно стабильными. На рынке сохраняется дефицит коксующегося угля: китайские производители пока не восстановили загрузку после проверок, начатых вслед за авариями в первом полугодии.

Спрос на энергетический уголь, в свою очередь, растет по мере приближения зимы, повышения цен на природный газ и расконсервации угольных мощностей в Европе. По оценке Б. Красноженова, большинство крупных российских экспортеров смогут сохранить приемлемую рентабельность при увеличении стоимости перевалки на 5–10 долл. США/т. Однако при снижении мировых цен на уголь рост логистических расходов может стать серьезной проблемой прежде всего для поставщиков энергетического угля.

Директор группы корпоративных рейтингов агентства НКР Д. Байков также указывает на более низкий запас ценовой прочности у энергетического угля. Поэтому повышение тарифов сильнее сказывается на рентабельности его экспорта.

Ситуация на рынках сбыта российского угля остается неоднородной. В Китае спрос со стороны металлургических предприятий ослаб, что привело к снижению цен на российское пылеугольное топливо (ПУТ). В то же время Индия сохраняет потенциал для наращивания закупок: в сентябре 2026 г. российские поставщики обеспечили около 90% морского импорта ПУТ в страну.

Советник управляющего фондом Индустриальный код М. Шапошников обращает внимание и на риски снижения цен на уголь на азиатском направлении в случае ослабления напряженности в Ормузском проливе. По его мнению, это может свести к нулю доходность поставок российского сырья как через порты Северо-Запада, так и через Дальний Восток. Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. В Якутии планируют построить центр обработки данных (ЦОД) искусственного интеллекта (ИИ) с первоначальной мощностью 1,4 МВт.
Об этом сообщает пресс-служба Министерства инноваций, цифрового развития и инфокоммуникационных технологий Республики Саха (Якутия).

О проекте

• ожидается, что в перспективе мощность центра будет увеличена с 1,4 МВт до 4,2 МВт;
• ЦОД планируется построить в селе Тамалакан Верхневилюйского улуса;
• вычислительные мощности центра будут ориентированы на потребности крупных предприятий, вузов, технопарков, ИТ-компаний и региональных органов власти Дальнего Востока;
• данных о стоимости проекта и примерных сроках его реализации пока нет.

«Создание центра обработки данных искусственного интеллекта – это не просто инфраструктурный проект, а один из ключевых элементов цифровой трансформации Дальнего Востока. Мы рассматриваем его как межрегиональный инструмент технологического развития, мощности которого будут востребованы не только в Якутии, но и в других субъектах ДФО», – поделился глава Министерства инноваций Якутии П. Николаев.

Также министр добавил, что республика обладает рядом преимуществ для размещения ЦОД, среди которых:
холодный климат, который позволит использовать технологию фрикулинга для охлаждения оборудования,
запасы природного газа и энергоресурсы для устойчивой и экономически обоснованной работы центра.

Местные власти уже активно обсуждают проект. В администрации сельского поселения Тамалаканский наслег прошло выездное совещание. В нем участвовали представители республиканских органов власти, администрации Верхневилюйского района и муниципального образования, операторы связи и ресурсоснабжающая организация Сахатранснефтегаз.

Участники рассмотрели технические и организационные вопросы реализации проекта и посетили потенциальные площадки строительства, где оценили возможности размещения объекта. Также говорили о формировании предварительных заявок на вычислительные мощности, координации межрегиональной рабочей группы, согласовании технических требований и возможных механизмах финансирования проекта.

Уточняется, что строительство дата-центра в Якутии будет реализовываться в рамках исполнения поручения президента РФ В. Путина. Кроме того, проект соответствует приоритетам технологического лидерства и цифровой трансформации страны. Отметим, что 18 июня 2024 г. В. Путин поручил представить предложения по созданию в Якутии ЦОДа для развития исследований в сфере ИИ.

ЦОДы в России

Как отмечалось ранее, объем подключенной мощности ЦОД в России составляет около 3 ГВт, а без учета майнинга – 1,5 ГВт. По прогнозу Минцифры и Аналитического центра при правительстве РФ, к 2030 г. энергопотребление ЦОД в России вырастет минимум до 2,5 ГВт.

Нефтегаз.РУ напоминает, что власти Кузбасса обсуждают возможность построить в регионе подземные ЦОДы в отработанных угольных карьерах. Предполагается, что дата-центры сократят региональные расходы на транспортировку угля.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Астана, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Zhylyoi Operating, совместное предприятие КазМунайГаза (КМГ) и китайской China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), проводит 3D-сейсморазведочные работы на участке недр Жылыой в Атырауской области Казахстана.
Об этом сообщает пресс-служба КМГ.

Для CNOOC этот проект стал первым в Казахстане и Центральной Азии. Финансирование разведочного этапа обеспечивают китайские партнеры. Ранее сообщалось, что минимальный объем инвестиций на стадии поиска углеводородов составит 31,5 млн долл. США.

Участок недр Жылыой

• расположен к западу от месторождения Тенгиз, вдоль северо-восточного побережья Каспийского моря;
• представляет собой переходную зону от суши к морю;
• площадь исследуемого участка составляет около 958 км²;
• по предварительным оценкам, геологический потенциал Жылыой может превышать 185 млн т нефти.

В рамках текущего этапа предусмотрена 3D-сейсморазведка на площади 400 км². Для сбора данных используются высокоразрешающие низкочастотные вибрационные источники, беспроводные приемники сейсмических сигналов и технологии, позволяющие оптимизировать и ускорить проведение полевых работ. Полученные материалы позволят детально изучить геологическое строение участка, оценить его углеводородный потенциал и определить оптимальную точку для бурения первой поисково-разведочной скважины.

Минимальная программа геологоразведочных работ также предусматривает обработку и интерпретацию исторических данных 2D-сейсморазведки протяженностью около 400 пог. км, а также бурение надсолевой разведочной скважины глубиной около 2 тыс. м. В зависимости от результатов 3D-сейсморазведки может быть принято решение о бурении дополнительной подсолевой скважины глубиной до 4,5 тыс. м.

CNOOC вошла в проект Жылыой в октябре 2024 г. В декабре того же года КМГ и китайская компания обсудили основные направления сотрудничества и перспективы освоения участка. В июне 2025 г. стороны подписали контракт на разведку и добычу углеводородов. Реализация проекта направлена на повышение геологической изученности региона и выявление новых ресурсов углеводородов для расширения сырьевой базы Казахстана.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Это важный результат, который подтверждает, что все ключевые процессы на предприятии — от проектирования и производства до шеф-монтажа и гарантийного обслуживания — соответствуют высоким стандартам качества, установленным Институтом нефтегазовых технологических инициатив (АНО «ИНТИ»).

Заключение действительно до 16 октября 2028 года и охватывает широкий спектр нашей деятельности, включая:

• проектирование, шеф-монтаж, реализация, гарантийное и послегарантийное обслуживание кабельно-проводниковой продукции и изделий на её основе;
• системы электрического обогрева, инженерные системы управления и их составные компоненты;
• гофрированные трубы, фитинги и комплектующие, нагревательные изделия, металлоконструкции и крепёжные элементы;
• соединительные и распределительные коробки, шкафы электрические низковольтные и низковольтные комплектные устройства, в том числе во взрывозащищённом исполнении;
• проектирование, разработка и производство систем электрического обогрева и шкафов электрических низковольтных и низковольтных комплектных устройств, в том числе во взрывозащищённом исполнении.

Прохождение инспекционного контроля подтверждает надежность нашего предприятия как партнера для нефтегазовой и энергетической отраслей. Мы продолжаем совершенствовать наши процессы, чтобы гарантировать заказчикам высочайшее качество продукции и услуг.

С актуальной версией заключения можно ознакомиться в реестре на официальном сайте АНО «ИНТИ».



Компания «ССТэнергомонтаж» прошла процедуру оценки системы менеджмента качества на соответствие требованиям стандарта СТО ИНТИ S.QS.7-2024.

Это важный результат, который подтверждает, что все ключевые процессы на предприятии — от проектирования и производства до шеф-монтажа и гарантийного обслуживания — соответствуют высоким стандартам качества, установленным Институтом нефтегазовых технологических инициатив (АНО «ИНТИ»).

Автор: А. Гладкина

Подпишитесь

Читать полностью