Испытание пластов

Испытание пластов Расшифровка

Что входит в общие задачи системы

Предназначение индивидуального теплопункта состоит в выполнении целого ряда задач и функций.

Направленность использования заключается в том, чтобы обеспечивать помещения:

  • хорошей вентиляцией;
  • горячей водой;
  • нагревом помещений жилых домов, коммунальных администраций, а также – производственных предприятий, организаций и целых комплексов.

Задачами является следующее – ИТП должен:

  1. Учитывать, сколько расходует тепла и его носителя.
  2. Защищать тепловую систему от переизбытка теплоносителя в параметрах. В противном случае это может повлечь за собой аварийные ситуации.
  3. Своевременно отключать работу потребительских систем.
  4. Равномерно распределять внутри системы прохождение теплоносителя.
  5. Осуществлять контрольно-регулировочные функции над жидкостью, циркулирующей по трубам и радиаторам. 
  6. Обеспечивать успешное преобразование одного теплоносителя в другой вид. Например, сделать переход из воды к антифризу или пропиленгликолю.

Если говорить о малых вариантах установок, то они вполне годятся для обслуживания жилого дома на одну среднюю семью, либо маленького здания под офис, контору и прочее. Когда речь заходит о крупномасштабных сооружениях, то они уже подают тепло для многоквартирных домов и больших зданий. Такие пункты и мощность имеют большую 50 кВт – 2 МВт.

Виды ипт по типу систем потребления тепловой энергии

Системы можно использовать стандартные, а можно сделать комбинированными. Так классические варианты подбора систем обеспечения теплом заключаются в следующей комплектации к общей схеме ИТП:

  1. Функция отопления.
  2. Подача горячей воды.
  3. Совмещение двух функций – отопления и горячего водоснабжения (ГВС).
  4. Совмещение подачи горячей воды и теплой вентиляции.

Направленность ИТП

Описание системы

Дополнительно

Только отопление

Тип схемы – независимая:

— пластинчатый теплообменник с 100-процентной нагрузкой;

— сдвоенный насос;

— запитывание от обратного трубопровода теплосети.

— блок горячей воды;

— учетные приборы и иные узлы.

ГВС

Тип схемы – параллельная, одноступенчатая:

— теплообменник – 2 шт. по 50% нагрузки, пластинчатые;

— группа насосных установок.

— блок отопления;

— учетные приборы и прочее.

Отопление ГВС

Тип схемы отопления – независимая, для ГВС – независимая, двухступенчатая:

— пластинчатый теплообменник с 100-процентной нагрузкой;

— группы насосов;

— запитывание из обратного трубопровода теплосети насосом;

— прибор учета;

— пластинчатых теплообменника 2 (для ГВС);

— запитывание от холодного водоснабжения (для ГВС).

По желанию заказчика

Отопление ГВС Вентиляция

Схемы независимые, ГВС – независимая и параллельная, 1-ступенчатая:

— для вентиляции встроен пластинчатый теплообменник с нагрузкой 100%;

— для ГВС – 2 теплообменника пластинчатых по 50% нагрузки на каждый;

— группа насосных установок;

— запитывание – обратный трубопровод и холодная вода для ГВС.

Приборы учета

Гост р 55288-2022 испытатели пластов на трубах. скважинное и устьевое оборудование. общие технические требования (переиздание) от 29 ноября 2022 —

ГОСТ Р 55288-2022

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ОКС 75.180.10

Дата введения 2022-05-01

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО «НПФ «Геофизика»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 «Геологическое изучение, использование и охрана недр»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 ноября 2022 г. N 1469-ст

4 В настоящем стандарте реализованы нормы Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 «О недрах» (в редакции Федерального закона от 6 декабря 2022 г. N 401-ФЗ) и Федерального закона от 10 января 2002 г. N 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Октябрь 2022 г.

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2022 г. N 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

Настоящий стандарт распространяется на скважинное и устьевое оборудование для испытания пластов на трубах, предназначенное для вызова притока, отбора проб пластовой жидкости и газа, очистки прискважинной зоны для интенсификации добычи нефти, оценки газонефтеводосодержания, оценки технического состояния обсадных колонн и цементного кольца за колонной и эффективности проведенных геолого-технических мероприятий, определения основных гидродинамических параметров пластов нефтяных, газовых и гидрогеологических скважин. Испытание пластов на трубах проводят как в открытом стволе, так и в скважине, обсаженной колонной.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 9.014 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 26.008 Шрифты для надписей, наносимых методом гравирования. Исполнительные размеры

ГОСТ 26.020 Шрифты для средств измерений и автоматизации. Начертания и основные размеры

ГОСТ 515 Бумага упаковочная битумированная и дегтевая. Технические условия

ГОСТ 633 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия

ГОСТ 3560 Лента стальная упаковочная. Технические условия

ГОСТ 6465 Эмали ПФ-115. Технические условия

ГОСТ 7918 Замки для геологоразведочных бурильных труб диаметром 50 мм. Технические условия

ГОСТ 10354 Пленка полиэтиленовая. Технические условия

ГОСТ 10877 Масло консервационное К-17. Технические условия

ГОСТ 14192 Маркировка грузов

ГОСТ 28487 Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн. Профиль. Размеры. Допуски

ГОСТ 28996 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения

ГОСТ Р 15.301 Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения. Порядок разработки и постановки продукции на производство

ГОСТ Р 51365 (ИСО 10423:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования

ГОСТ Р 52901 Картон гофрированный для упаковки продукции. Технические условия

ГОСТ Р 53240-2008 Скважины поисково-разведочные нефтяные и газовые. Правила проведения испытаний

ГОСТ Р 53678 (ИСО 15156-2:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 2. Углеродистые и низколегированные стали, стойкие к растрескиванию, и применение чугунов

ГОСТ Р 53679 (ИСО 15156-1:2001) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 1. Общие принципы выбора материалов, стойких к растрескиванию

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 28996, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 головка устьевая; ГУ: Устройство с запорным узлом, предназначенное для обвязки устьевых манифольдов, обеспечения безопасных условий проведения работ по гидродинамическому исследованию пластов испытателями пластов на трубах и обеспечения возможности вращения колонны труб без демонтажа устьевого манифольда.

3.2 испытатель пластов; ИП: Клапанный механизм гидравлического типа, включающий в себя впускной и уравнительный клапаны, управляемый осевыми перемещениями бурильных или насосно-компрессорных труб, предназначенный для герметичного разобщения полости бурильных труб от затрубного пространства в процессе спуско-подъемных операций, сообщения полости труб с подпакерным пространством для притока флюида из пласта, выравнивания давления в подпакерной и надпакерной зонах скважины при спуско-подъемных операциях и перед снятием пакера с места.

3.3 клапан впускной; КB: Сборочная единица испытателя пластов, предназначенная для управляемого сообщения подпакерного пространства с внутренней полостью колонны труб.

3.4 клапан уравнительный; КУ: Вспомогательная сборочная единица испытателя пластов, предназначенная для выравнивания давления в подпакерной и надпакерной зонах скважины в процессе спуско-подъемных операций с комплексом оборудования для испытания пластов на трубах.

3.5 испытатель пластов на трубах; ИПТ: Совокупность скважинного и устьевого оборудования, предназначенного для вызова притока, отбора проб пластовой жидкости и газа, оценки газонефтеводосодержания и определения основных гидродинамических параметров пластов нефтяных, газовых и гидрогеологических скважин.

3.6 манифольд: Система трубопроводов с необходимым набором запорно-регулирующих устройств, аппаратуры и арматуры, собранная по схеме, определяемой требованиями конкретного технологического процесса.

3.7 растрескивание под действием сероводорода: Повреждение металлических материалов под воздействием газожидкостных смесей, содержащих сероводород.

3.8 хвостовик: Часть колонны бурильных труб, расположенных ниже фильтра испытательной компоновки, служащая для обеспечения упора колонны с ИПТ на забой и подгонки места установки пакера.

3.9 штуцер: Устройство для ограничения потока пластовой жидкости через впускной клапан ИП или запорное устройство.

4.1 ИПТ в зависимости от наружного диаметра его основных функциональных сборочных единиц подразделяются на следующие типоразмеры: 65, 80, 95, 110, 116, 127 и 146 мм.

4.2 В зависимости от геолого-технических условий исследуемого объекта и решаемых задач ИПТ могут применяться как с устройством для опоры на забой (башмак опорный), так и с устройством для опоры на стенки скважины (якорь с соответствующими техническими характеристиками).

4.3 В зависимости от конструкции впускного клапана ИП и других сборочных единиц скважинного оборудования ИПТ подразделяются на неполнопроходные и полнопроходные.

4.4 Неполнопроходные ИПТ предназначены для проведения гидродинамических исследований пластов без возможности пропуска геофизических приборов ниже ИП.

4.5 Полнопроходные ИПТ предназначены для проведения комбинированных исследований с обеспечением пропуска геофизических приборов по всей длине внутренней полости ИПТ начиная от головки устьевой до хвостовика или воронки.

4.6 Внутренний диаметр полнопроходного канала скважинного оборудования ИПТ должен обеспечить пропуск геофизических скважинных приборов с наружным диаметром не более 42 мм в подпакерную зону скважины.

4.7 Конструкция головки устьевой ИПТ должна исключать открытое фонтанирование в процессе исследования пластов и проведения технологических операций по обеспечению замены скважинной жидкости путем прокачки и циркуляции, а также открытия циркуляционного клапана в составе ИПТ и пропуска геофизических приборов через головку устьевую до хвостовика компоновки.

Другие сокращения:  ООО "ГБИ ЛЕСОПИТОМНИК КРУПНОМЕРОВ", Москва, проверка по ИНН 9723033741

4.8 В головке устьевой ИПТ должна быть предусмотрена возможность определить устьевое давление в колонне труб при закрытом шаровом затворе.

4.9 ИПТ в зависимости от геолого-технических условий исследуемого объекта должен быть оборудован головкой устьевой с шаровым затвором, обеспечивающим герметичность по отношению к окружающей среде при значениях рабочего давления 21, 35, 50, 70, 105 и 140 МПа согласно ГОСТ Р 51365. Технические характеристики головок устьевых представлены в приложении А.

4.10 При значениях рабочего давления на устье выше 50 МПа рекомендуется применять технически более совершенную головку устьевую вертлюжного типа, снабженную встроенным узлом, позволяющим обеспечивать вращение колонны труб с дополнительной динамической осевой нагрузкой не менее 1500 кН без разборки или отсоединения головки устьевой вертлюжного типа от блока манифольда высокого давления или блока дроссельных задвижек противовыбросового оборудования.

4.11 Допускается приводить в исполнение головку устьевую с дополнительными сборочными единицами, обеспечивающими дистанционное управление ее работой с сохранением технических характеристик, приведенных в приложении А.

4.12 Для применения в условиях рабочих давлений на устье свыше 70 МПа головка устьевая обязательно должна быть изготовлена со встроенным вертлюжным механизмом и снабжена гидравлическим дистанционным затвором и предохранительным клапаном, срабатывающим при давлении, превышающем рабочее давление в 1,5 раза.

4.13 Для обеспечения возможности выполнения работ по исследованию скважин с применением ИПТ в условиях высокой пластовой температуры и высокого давления, а также наличия в пласте углекислого газа и сероводорода должно быть предусмотрено исполнение скважинного и устьевого оборудования и труб из коррозионно-стойких и термобаропрочных материалов.

4.14 Скважинное оборудование ИПТ должно иметь варианты исполнения для следующих максимальных значений температуры 120, 150, 180, 200 и 220°С и для сред с содержанием — до 6%, и — до 6% и и — до 25%.

4.15 Для изготовления сборочных единиц ИПТ, предназначенных для работы в сероводородсодержащей среде, при выборе материалов, стойких к растрескиванию под действием сероводорода, рекомендуется руководствоваться стандартами ГОСТ Р 53678 и ГОСТ Р 53679.

Допускается использовать в качестве материала для изготовления сборочных единиц ИПТ марки стали, не регламентируемые указанными стандартами. При этом поставщик оборудования несет ответственность за соответствие технических характеристик продукции условиям ее применения.

4.16 Геолого-технические условия исследуемого объекта должны соответствовать параметрам ИПТ, указанным в таблице 1.

4.17 Основные технические характеристики ИПТ представлены в таблице 2.

5.1 Скважинное и устьевое оборудование ИПТ должно быть изготовлено в соответствии с требованиями настоящего стандарта к конструкторской документации, разработанной по ГОСТ Р 15.301.

5.2 Составные части скважинного оборудования ИПТ в условиях перепада давления и температуры, указанных в таблицах 1 и 2, должны сохранять прочность и герметичность.

Таблица 1 — Рабочие условия эксплуатации скважинного оборудования ИПТ

Наружный диаметр ИПТ, мм

Диапазон диаметров обслуживаемых скважин, мм

Значение гидростатического давления, МПа, не более

Температурный ряд окружающей среды, °С

открытый ствол

обсадная колонна

65

76-93

89-102

100, 140

120, 150, 180, 200, 220

80

97-112

114-127

95

118-161

127-178

110

140-178

60, 140

116

135-171

146-178

100, 140

127

161-251

178-273

146

187-295

219-324

Документы для энергонадзора

Чтобы успешно был проведен допуск в эксплуатацию, в службу Энергонадзора предоставляются следующий пакет бумаг:

  • техусловия, справка по подключению установки энергоснабжающей организацией;
  • проект, согласования;
  • акты – ответственности, готовности системы, приёмки выполненных работ, скрытые работы, промывке системы, допуска к безопасному эксплуатированию;
  • паспорт ИТП;
  • справка о готовности пункта;
  • справка о том, что с энергоснабжающим предприятием заключено соглашение;
  • перечень лиц, ответственных за обслуживание и ремонт системы;
  • приказ о том, что назначен ответственное лицо, прикрепленное за ИТП;
  • свидетельство специалиста сварочных работ (копия);
  • сертификаты качества на комплектующие и элементы;
  • инструкции должностей по обеспечению пожарной и эксплуатационной безопасности;
  • инструкция по эксплуатации пункта;
  • журнал КИПа, где отмечаются наряды, допуски, дефекты и иное;
  • наряд на подключение тепловых сетей к ИТП.

Квалификация у обслуживающего персонала ИТП должна быть обязательно, но не требуется её высокий уровень. Поэтому все операторы, допускаемые к использованию и содержанию пункта, проходят обучение. В период перекрытой системы водоподачи насосы запускать не разрешается.

Показатели манометров следует регулярно наблюдать, отслеживать порог давления, регулировать по схеме и инструкции. Также крайне важно не допускать перегрева электродвигателей, повышенного уровня вибраций, шума. Перекрывая клапаны, чрезмерных усилий делать не нужно, разбирать регуляторы во время скачка давления строго воспрещается. Перед эксплуатацией система внутри должна быть промыта.

Ипт – эффективная и безопасная химиотерапия

Препараты, используемые при химиотерапии, – это безжалостные убийцы клеток. В современной медицинской практике доставка этих химических соединений внутрь раковых клеток, где они должны выполнить свою работу, требует высокой дозировки, чтобы препарат мог проникнуть сквозь клеточные мембраны внутрь злокачественных клеток.

Основной недостаток этого подхода, требующего высокой дозовой интенсивности, – серьезные побочные эффекты от сильнодействующих противораковых препаратов, которые часто встречаются при проведении химиотерапии. Это происходит потому, что химиотерапевтические препараты, попадая в организм человека, не отличают раковые клетки от здоровых клеток. Эти химические вещества уничтожают все виды клеток, и здоровые, и смертоносные для организма, отсюда и побочные эффекты.

В связи с тем, что мы значительно продвинулись в нашем понимании того, как устроены и функционируют раковые клетки, теперь можно избежать побочных эффектов химиотерапии, в то же время увеличивая эффективность и избирательность препаратов, призванных уничтожать раковые клетки. Ключевой при этом стала передовая стратегия доставки химических веществ в клетки, называемая инсулин-потенцированная терапия (ИПТ/IPT).

Читателям, наверняка, знаком инсулин, как гормон, используемый в лечении диабета. Вырабатываемый поджелудочной железой у здоровых людей, инсулин является мощнейшим гормоном, обладающим множеством функций в теле человека, одна из его основных ролей – обеспечивать доставку глюкозы сквозь мембрану внутрь клетки. Инсулин обеспечивает клетку питанием, присоединяясь к ней с помощью специальных инсулиновых рецепторов, распложенных на внешней поверхности клеточной мембраны. Каждая клетка человеческого организма имеет некоторое количество таких инсулиновых рецепторов, при этом количество таких рецепторов варьируется от одной сотни до сотен тысяч на одну клетку.

Однако, возникает вопрос: «Какое отношение всё это имеет к раковым клеткам?» Широко известен такой научный факт, как неутолимый голод раковых клеток по отношению к глюкозе. Глюкоза является их единственным источником энергии, и в связи с относительно неэффективным способом, который используют раковые клетки для переработки данного топлива, они поглощают его в огромных объемах. Это одна из причин, почему раковые больные так сильно теряют в весе. Из-за того, что раковым клеткам требуется столько глюкозы, они фактически воруют сахар у здоровых клеток организма, лишая их питания, и таким образом, приводят их к истощению.

Любопытная связь, существующая между раковыми клетками и инсулином, описана в недавних исследованиях, опубликованных в медицинской литературе, – в них говорится о том, что раковые клетки на самом деле производят и вырабатывают свой собственный инсулин. То, что раковые клетки способны на это, представляется очень логичным, если учесть их потребность в огромных количествах глюкозы, которая им необходима для поддержания процесса неконтролируемого роста. Еще один факт, имеющий отношение к выработке инсулина, еще более интересный и являющийся основополагающим для инсулин-потенцированной терапии. заключается в том, что раковые клетки имеют в десятки раз больше инсулиновых рецепторов, чем любая обычная клетка организма. Этот факт создает бесценную возможность для химиотерапии при лечении рака, так как позволяет отличать здоровые клетки организма от раковых клеток.

Наличие у раковых клеток инсулиновых рецепторов в количестве, в десятки раз превышающем число таких рецепторов у здоровых клеток, означает, что и эффект поступившего в них инсулина будет в десятки раз выше по сравнению с нормальными клетками. С учетом этой разницы в воздействии, и в сочетании с действием инсулина в инсулин-потенцированной терапии, таким образом, можно доставить внутрь раковых клеток эффективную дозу препарата, применяемого в химиотерапии,– и действовать при этом избирательно и бережно по отношению к здоровым тканям. А также это позволит сильно сократить дозы вводимых веществ, эффективно устраняя все неприятные побочные эффекты неизбежные при высокой дозировке химиотерапевтических препаратов.

Справедливость по-настоящему торжествует в этом чудесном совпадении механизмов работы раковых клеток и принципов работы противораковых препаратов. Механизмы, используемые раковыми клетками, чтобы уничтожать организм человека, полностью совпадают с механизмами, на которые опирается инсулин-потенцированная терапия, чтобы обеспечить избирательное воздействие препаратов химиотерапии на раковые клетки, и таким образом устранять вредоносные клетки безопасно и эффективно для организма в целом. В одной статье про раковые клетки говорится о том, что «инсулин, активирующий и модифицирующий метаболические паттерны в клетках рака, повышает цитотоксичный эффект метотрексата (methotrexate) – широко применяемого в химиотерапии препарата – вплоть до 10000 раз». Этот потрясающий результат объясняется двумя особенностям раковых клеток.

Одна особенность заключается в способности инсулина увеличивать транс-мембранную доставку препарата «метотрексат» внутрь раковых клеток. Вторую особенность авторы исследования назвали «метаболической модификацией, вызываемой инсулином» внутри раковых клеток. Также существует еще одно чудесное и потрясающее совпадение строения раковых клеток, которое задействуется в ходе «метаболической модификации» – и идеально способствует эффективному воздействию инсулин-потенцированной терапии.

Испытание пластов

Кроме того, что раковые клетки самостоятельно производят инсулин, чтобы иметь неограниченный доступ к топливу, которое им необходимо, они также обладают независимой выработкой того, что называется инсулиноподобным фактором роста, чтобы обеспечивать себя неограниченным стимулятором роста. К тому же, на поверхности своих мембран раковые клетки имеют в десятки раз больше рецепторов для инсулиноподобного фактора роста – точно так же, как и инсулиновых рецепторов у них в разы больше, чем у обычных клеток.

Метаболическая модификация, вызываемая инсулином, о которой шла речь выше, происходит от того, что инсулин не только может присоединяться к клеткам с помощью специальных рецепторов, расположенных на клеточной мембране, но инсулин также способен присоединяться к рецепторам инсулиноподобного фактора роста, и таким образом провоцировать рост клеток. И хотя стимуляция роста клеток может показаться в высшей степени нежелательной при терапии рака, на самом деле, в этом как раз проявляется бесценный эффект инсулина.

Побочные эффекты от химиотерапии происходят от воздействия сильных препаратов на различные клетки пациента: волосяные фолликулы, клетки костного мозга, а также клетки слизистой оболочки желудка и кишечника. Именно это вызывает потерю волос, низкое содержание красных кровяных телец, тошноту и рвоту. Что общего имеют все эти разные типы клеток между собой, и со злокачественными клетками? Их объединяет общее свойство к крайне быстрому делению.

Другие сокращения:  Если студентка получила ППССЗ, то последующую ППКРС она сможет осваивать только за внебюджетные средства? | Реализация Федерального закона «Об образовании в Российской Федерации»

Препараты, используемые в химиотерапии, атакуют быстро размножающиеся клетки – все быстро делящиеся клетки без разбора. В раковой опухоли не все клетки проходят фазу быстрого деления одновременно. Они проходят её по очереди. Когда же инсулин присоединяется к клеткам посредством специальных рецепторов фактора роста, он начинает стимулировать рост у множества клеток, которые до этого еще не вступили в стадию роста. Как показал эксперимент, эта «метаболическая модификация, вызванная инсулином», делает большее количество раковых клеток уязвимыми для химиотерапевтической атаки, таким образом, существенно увеличивая количество уничтоженных злокачественных клеток.

В инсулин-потенцированной терапии, использование инсулина также вызывает снижение уровня глюкозы в крови. Это называется гипогликемией. Гипогликемия – ожидаемый побочный эффект от введения в организм инсулина, и с ним можно оперативно и эффективно бороться с помощью своевременных внутривенных вливаний глюкозы, в соответствии с протоколом данной терапии. Основная роль, которую играет инсулин в ИПТ, заключается в том, что он видоизменяет реакцию организма. Он так преобразует биологический отклик раковых клеток, что при совмещении с противораковыми препаратами даже при значительном снижении дозировки позволяет более эффективно устранять раковые клетки. Инсулин таким образом преобразует мембрану, что позволяет большему количеству противоракового препарата проникать внутрь злокачественной клетки. Он также влияет на рост клеток опухоли, подвергая при этом большее количество раковых клеток смертоносному действию противораковых препаратов.

Благодаря тому, что количество рецепторов чувствительных к инсулину на поверхности раковых клеток в разы превышает количество аналогичных рецепторов у здоровых клеток, с помощью инсулина теперь можно легко отличать раковые клетки от нормальных клеток.

В связи с этой важнейшей возможностью дифференциации здоровых клеток от злокачественных, наряду с биологическим откликом, который вызывает инсулин, традиционные химиотерапевтические препараты более целенаправленно и эффективно направляются именно в клетки опухоли, и исключительно в них, при многократном снижении дозы препаратов, вызывающих гибель любых клеток. Раковые клетки умирают, опухоли сокращаются, а побочные эффекты на здоровые ткани исчезают.

Итак, инсулин-потенцированная терапия может стать новым хорошим способом лечения рака, основанном на применении давно известных препаратов, которые традиционно применяются в химиотерапии, и не требующим открытий новых медикаментов. Один из пионеров этого вида терапии – доктор Гарсия, у которого есть клиника в Мексике.

Больше статей об Инсулин-потенцированной терапии (на англиском языке) читайте по ссылке.

В некоторых клиниках метод ИПТ сочетается с ДМСО (диметил сульфоксид). ДМСО связывается с химиопрепаратами, а ИПТ клетки подставляет под удар. Этот метод лечения называется ДПТ. Диметил сульфоксид – это акцептор свободных радикалов, антиоксидант с  противовоспалительным действием, обеспечивающий защиту при лучевой терапии. Было установлено, что он останавливает распространение рака и улучшает показатели выживаемости. Также обнаружено, что он способен потенцировать химиотерапию.

Некоторые немецкие клиники по лечению рака считаются одними из лучших в мире. Конечно, поскольку они частные, лечение будет платным. Три клиники – Хюфланд (Хуфланд), Св.Георга (Святой Георгий) ПраксисКлиник и (предоставлены) – предлагают ИПТ. Важно предварительно проконсультироваться, так как у них разная специализация. Клиника Парацельс в Швейцарии тоже обладает внушительным опытом работы с ИПТ и ДПТ.

Последние исследования и практические результаты показывают, что ДПТ имеет некоторые преимущества над ИПТ. Димексид сам по себе обладает выраженным противораковым эффектом, а также использует уникальный механизм связывания с химиотерапевтическим препаратом и его проносом в раковую клетку. Лучше использовать ДПТ при опухолях мозга, так как он легко проходит спиномозговой барьер и проносит связанный с ним препарат (сегодня также существуют химиотерапевтические препараты, которые проходят этот барьер, однако в раковую клетку они попадают намного хуже, чем с ДПТ).

Димексид может быть использован в комбинации с процедурой ИПТ, где с помощью инсулина химиотерапевтический препарат проходит в голодную раковую клетку ожидающую глюкозу. Внутривенное добавление димексида улучшает прицельность атаки химиопрепарата, а его собственное проривораковое действие усиливает эффект метода.

Димексид также используется сам по себе, как потенциатор при введении химиопрепарата. В этом методе, димексид используется как транспортировщик химиотерапевтического препарата в раковую клетку. При Как ИПТ и, внутривенное введение димексида с химиотерапией, целью является избирательное нацеливание на раковые клетки. Биохимический механизм у димексида отличается от такового у инсулина. Димексид, в избирательно проходя раковые клетки, играет роль “троянского коня”, затаскивая с собой химиотерапевтический препарат.

Мы также хотим добавить, что оба протокола: ИПТ и ДПТ проводятся в нашей клинике “Надежда” в Казахстане

Также следует понимать, что ИПТ (как и ДПТ) – не убирает причину рака и не рекомендован каждому больному раком. Главное положительное действие этого метода – быстрое, уменьшение раковой опухоли метастазов и нетоксичное, которое дает облегчение или полное снятие симптомов, а также время для успешного использования комплексного протокола лечения (который может занимать от нескольких месяцев до нескольких лет). Пациенты с сильной симптоматикой: нарушение функций органа, сильными болями, токсичностью вызванной большой массой опухоли (метастазов), а также с быстрым ростом и прогрессированием болезни – могут получить существенное облегчение от использования этого метода. Из этого следует, что пациентам в ремиссии и/или очень маленькими образованиями, не вызывающими симптомов образованиями применение этого метода не рекомендуется.

Испытание пластов

Комплекс пластоиспытательный ИПТ-127Г

Управление комплексом осуществляется вращением бурильных труб.

Достоинства: надежность работы в различных геолого-технических условиях бурения скважин, большие проходные каналы составных частей, легкость и безопасность управления испытателем, возможность комплексного применения, двойное перекрытие потока пластовой жидкости (вращением и натяжением труб).

Состав комплекса:

1.  Испытатель пластов ИПВ-127

2.  Клапан циркуляционный КЦК-127

3.  Клапан уравнительно-отсекающий КУО-127

4.  Пакер ПЦР-127 и ПЦР2-146

5.  Яс ЯГЗ-127

6.  Якорь ЯК-140/178 и ЯК-190/240

7.  Замок безопасности ЗБ-127

8.  Фильтр Ф-127

9.  Патрубок приборный ПП-127

10. Механизм направляющий МНУ-127

Дополнительное оборудование:

1. Клапан запорный многоцикловый ЗПКМ-127

2. Испытатель пластов ИПМ-127

3. Клапан пробоотборно-стравливающий КПС-127

4. Клапан циркуляционный КЦУ-127

5. Пробоотборник глубинный ПО-127

6. Устройство для замера затрубного давления УЗД-127

7. Отсекатель пластовой пробы ОПП-127

8. Контейнер пробоотборный КП-42

Комплекс пластоиспытательный ИПТ-110Г

Управление испытателем осуществляется вертикальным перемещением колонны труб.

Комплекс защищен патентами РФ: 1361317, 791922, 649836, 29094.

Состав комплекса:

1. Испытатель пластов ИПМ-110М (ВК-110 и КУ-110)

2. Клапан циркуляционный КСК-110

3. Устройство для замера затрубного давления УЗД-108 (или УЗД-118)

4. Фильтр Ф-110

5. Пакер ПСУ-115С (с уравнительным клапаном)

6. ПакерПС-115С 

7. Якорь ЯК-108/136

8. Пробоотборник ПО-110

9. Центратор Ц-120; Ц-123

Дополнительное оборудование:

1. Испытатель пластов ИПМК-110 (ВК-110 и РМ-110)

2. Центратор Ц-150

3. Клапан циркуляционный КЦУ-110

Комплекс пластоиспытательный ИПТ-80Г

Состав комплекса: 

1. Испытатель пластов ИПВ-80

2. Клапан циркуляционный КЦ-80

3. Клапан уравнительно-отсекающий КУО-80

4. Пакер неуравновешенный ПЦН –80 или ПЦ-80

5. Ясс гидравлический закрытого типа ЯГЗ-80

6. Фильтр Ф-80

7. Патрубок приборный ПП-80

8. Якорь ЯК-80/110

9. Механизм направляющий МНУ-80

Дополнительное оборудование:

1. Клапан циркуляционный КЦУ-80

2. Клапан пробоотборно-стравливающий КПС-80

3. Контейнер пробоотборный КП-42

Комплекс пластоиспытательный ИПТ-65Г

Комплекс может работать с бурильными и насосно-компрессорными трубами с упором в забой или с упором в стенки.

Управление испытателем осуществляется вращением  и вертикальным перемещением труб.

Состав комплекса:

1. Испытатель пластов ИПВ-65

3. Приставка многоцикловая ПМ-65

4. Клапан циркуляционный регулируемый КЦР-65

5. Клапан уравнительно-отсекающий КУО-65

6. Пакер ПЦ-65

7. Пакер неуравновешенный ПЦН-65

8. Ясс гидравлический закрытого типа ЯГ-65  

9. Замок безопасный ЗБ-65

10. Устройство уравнительное УУ-65

11. Фильтр Ф-65

12. Патрубок приборный ПП-65

13. Якорь ЯК-65/98

14. Механизм направляющий МНУ-65

15. Центратор Ц-65

Дополнительное оборудование:

1. Клапан циркуляционный КЦУ-65

2. Клапан пробоотборно-стравливающий КПС-65

3. Распределитель перепада давления между пакерами РУ-65

4. Контейнер пробоотборный КП-42

Испытательное оборудование  ИПТ-110С

Управление оборудованием осуществляется вертикальным перемещением труб.

Комплекс может применяться совместно с перфоратором по технологии вторичного вскрытия пласта в условиях депрессии.

Комплекс защищен патентами РФ: 1361317, 791922, 649836.

Состав комплекса:

1. Геофизический прибор

2. Воронка

3. Приборный патрубок ПП-110

4. Якорь ЯК-108/136С, ЯК-135/156С

5. Пакер ПС-115С, ПС-135С

6. Испытатель пластов ИП-110-30С-1

7. Клапан сливной диафрагменный  КСД-108

8. Вертлюг В-80

9. Блок роликовый Б-250

Комплекс испытательного оборудования ИПТ-110 ГИС

Управление испытателем осуществляется вертикальным перемещением колонны труб.

Комплекс защищен патентами РФ: 2195553, 2187639, 1361317.

Состав комплекса:

1. Испытатель пластов ИП110-30С-2

2. Клапан циркуляционный КЦУ-110 

3. Пакер ПС2-115С

4. Запорное устройство ЗУ-110

5. Приборный патрубок ПП-110

6. Вертлюг В-80

7. Блок роликовый Б-250М

8. Якорь ЯК-108/136С

9. Воронка

10. Прибор скважинный комплексный МКС-П

Комплекс работает совместно с каротажным подъемником, снабженным одножильным бронированным кабелем.

Комплекс пластоиспытательный  ИПТ-116ДП

Комплекс спускается в скважину на бурильных или насосно-компрессорных трубах диаметром 73 или 89 мм

Управление комплексом осуществляется вращением и вертикальным перемещением труб.

Состав комплекса:

1. Испытатель пластов ИПВ-116

2. Приставка — депрессионный модуль ПДМ-116ДП

3. Клапан уравнительно-отсекающий КУО-116

4. Клапан циркуляционный комбинированный КЦК-116

5. Пакер цилиндрический ПЦ-116 (резиновые элементы диаметром 135, 145 мм)

6. Ясс гидравлический ЯГЗ-116

7. Замок безопасности ЗБ-116

8. Фильтр Ф-116

9. Патрубок приборный ПП-116

10. Переводник левый ПЛ-116

11. Якорь ЯК-132/158, ЯК-140/178

12. Механизм направляющий с упором на забой МНУ-116

Дополнительное оборудование:

1. Клапан пробоотборно-стравливающий КПС-116

2. Контейнер пробоотборный КП-42

Комплекс пластоиспытательный ИПТ-146С

Управление комплексом: вращением или осевым дозированным перемещением бурильных труб.

Достоинства. Надежность работы в различных геолого-технических условиях бурения скважин, большие проходные каналы составных частей, легкость и безопасность управления испытателем, возможность комплексного применения, двойное перекрытие потока пластовой жидкости (вращением и натяжением труб).

Состав комплекса:

1.   Клапан циркуляционный КЦ-146С

2. Патрубок приборный ПП-146С

3. Испытатель пластов ИПВ-146С

     (две составные части)

1. Главный клапан ИПВ-146С

2. Дополнительный клапан ИП-146С

3. Испытатель пластов ИПМ-146С

       (три составные части)

1. Впускной клапан ВК-146С

2. Уравнительный клапан КУ-146С

3. Раздвижной механизм РМЗ-146С

4. Ясс гидравлический ЯГЗ-146С

5. Замок безопасный ЗБ-146С

6. Пакер ПМ-146С

7. Фильтр Ф-146С

8. Якорь ЯК-146С

9. Воронка В-146С

Комплекс испытательного оборудования КИОД-110М

Комплекс защищен патентами РФ: 1361317, 1244284, 791922.

Управление комплексом: вертикальным перемещением труб.

Состав комплекса:

1. Испытатель пластов ИПМ-110М

2. Пакер ПС-115 

3. Пакер ПСУ-135 (с уравнительным клапаном)

4. Якорь ЯК-110/136

5. Фильтр Ф-110

6. Пробоотборник ПО-110

7. Клапан сливной КЦУ-110

Другие сокращения:  projct

8. Головка устьевая ГУ-302

Дополнительное оборудование:

1. Клапан перепускной КП-110

2. Испытатель пластов ИПМК-110 (ВК-110 и РМ-110)

Комплекс испытательного оборудования КИИ 3-146

Управление комплексом: вращением и вертикальным перемещением труб.

Состав комплекса:

1. Испытатель пластов ИПМ1-146У

2. Клапан запорно-поворотный многоцикловый ЗПКМ2-146М

3. Клапан циркуляционный комбинированный КЦК-146

4. Раздвижной механизм РМЗ-146

5. Пакер ПЦР2-146 и ПЦ-178

6. Ясс гидравлический ЯГЗ 3-146

7. Замок безопасный ЗБ-146

8. Якорь ЯК-190/240 и ЯК 270/325

9. Уравнительное устройство УУ4-146

10. Фильтр Ф2-146

11. Патрубок приборный ПП-146

12. Башмак опорный БО-146

13. Переводник левый ПЛ-146

Дополнительное оборудование:

1. Приставка многоцикловая ПМ-146

2. Клапан пробоотборно-стравливающий КПС-155

3. Отсекатель потока ОП-146

4. Распределительное устройство РУ-146

5. Контейнер пробоотборный КП-42

6. Клапан циркуляционный КЦК-146/155

7. Пробоотборник ПО-146

8. Отсекатель пластовой пробы ОПП-155 (без давления)

9. Механизм направляющий МНУ-155

10. Приспособление для сжатия испытателей ПСГ

Комплекс испытательного оборудования КИИ 3-95

Управление комплексом: вращением и вертикальным перемещением 

Состав комплекса:

1. Испытатель пластов гидравлический ИПГ-95У

2. Приставка многоцикловая ПМ-95М

3. Пакер цилиндрический ПЦ1-95

4. Ясс гидравлический закрытого типа ЯГЗ-95

5. Якорь ЯК-110/135 (ЯК-132/168, ЯК-140/178)

6. Замок аварийный ЗА-95

7. Фильтр Ф1-95

8. Клапан циркуляционный комбинированный КЦК-95

9. Патрубок приборный ПП-95

10. Башмак Б-95

11. Устройство уравнительное УУ-95

12. Переходник левый ПЛ-95

13. Пакер цилиндрический неуравновешенный ПЦН-95

Дополнительное оборудование:

1. Испытатель пластов ИПВ-95 (управляемый вращением)

2. Клапан пробоотборно-стравливающий КПС-95

4. Отсекатель потока ОП-95

5. Распределительное устройство РУ-95

6. Контейнер-пробоотборник КП-42

7. Механизм направляющий МНУ-95

8. Клапан циркуляционный КЦУ-95

9. Контейнер пробоотборный КП-42

Терминал. битва за будущее

Как стало известно порталу Банки.ру, ВТБ 24 запускает собственные терминалы, следуя примеру Сбербанка, Московского Кредитного Банка (МКБ), Промсвязьбанка, «Русского Стандарта» и др. По мнению независимых экспертов, вскоре банки могут отобрать заметную долю этого рынка у специализированных компаний.

ВТБ 24 приступил к созданию сети информационно-платежных терминалов (ИПТ). Как сообщил порталу Банки.ру вице-президент, начальник управления сети самообслуживания кредитной организации Алексей Дегтярев, в рамках «пилота» ВТБ 24 установит ИПТ в 38 своих офисах. Несколько таких устройств уже есть в Москве, а вскоре они появятся также в Санкт-Петербурге, Ярославле, Калуге, Воронеже. «Пилот» планируется завершить в ноябре этого года.

Безналичный подход

ИПТ — это стационарное устройство для предоставления клиентам целого ряда услуг: осуществления платежей, просмотра информации о своих операциях и продуктах банка, доступа к банковским сервисам, изменения персональных данных, оформления заявок на продукты и пр.

В терминалах ВТБ 24, в отличие от схожих устройств многих других организаций, операции можно будет совершать только с помощью банковских карт, без использования наличных. «Оплата в наших ИПТ производится только по картам. Наличные платежи в устройствах не предусмотрены», — подчеркнул Алексей Дегтярев. По его словам, пока для работы с наличными вполне достаточно банкоматов с функцией cash-in (сегодня у банка их более 2 тыс.).

Отказаться от «терминальной наличности» в ВТБ 24 решили в связи с ростом уровня проникновения карт на рынок. «Зачем нужны наличные, если все операции можно совершить при помощи карты? К тому же работа с наличными высокозатратна для банка (сейф, инкассация и тому подобное), — продолжает вице-президент ВТБ 24. — Думаю, что большинство «банкоматных» банков в ближайшее время начнут развивать собственные терминальные сети, причем многие из них откажутся в этих сетях от наличных операций. Однако если рынок и спрос со стороны клиентов покажут необходимость установки ИПТ с cash-in, то мы продумаем модель с данной функцией».

Мы вас запомним

По данным Алексея Дегтярева, в терминалах ВТБ 24 предусмотрена возможность ввода сложных платежных реквизитов с виртуальной клавиатуры, работа с интернет-банком (при указании уникального номера клиента (УНК), пароля и переменных кодов) и сайтом ВТБ 24 — как на обычном планшете.

Дегтярев привел в качестве примера такие функции, как личный кабинет пользователя, вывод целевых (персональных) клиентских предложений на экран при обращении клиента, предоставление по запросу клиента информации о балансе карты, оплата услуг контрагентов (операторов сотовой связи, интернет-провайдеров, предприятий ЖКХ и др.), включая их поиск по названиям и реквизитам, пополнение депозита «ВТБ 24 — Доходный — Банкомат».

«ИПТ запоминает операцию, совершенную с использованием сложных реквизитов, и в следующий раз клиент сможет повторить ее буквально за два движения», — похвастался Дегтярев. Он добавил, что к ИПТ планируется подключить еще целый ряд опций, в том числе пополнение депозитов ВТБ 24, предоставление информации о задолженности, погашение кредитов физлиц, переводы с карты на карту.

Безналичные операции будут доступны также клиентам с «чужими» картами Visa и MasterCard. Правда, в ограниченном объеме. «Для клиентов других банков будет недоступна часть операций (по аналогии с банкоматами ВТБ 24), недоступны продукты нашего банка (пакеты нотификаций, депозиты, работа с интернет-банком)», — разъяснил Дегтярев. Он пообещал, что стоимость услуг в терминалах ВТБ 24, доступных как клиентам, так и «посторонним» лицам, на этапе «пилота» может различаться, но незначительно.

Расстановка сил

По мнению независимых экспертов, со временем банковские платежные терминалы заметно потеснят на российском рынке аналогичные устройства специализированных операторов. Так, по данным исследования «Российский рынок платежных терминалов» консалтинговой компании J’son & Partners Consulting, в 2022-м небанковских платежных терминалов насчитывалось 228 тыс., а банковских — 54,7 тыс.

Однако к 2022 году количество устройств, принадлежащих специализированным игрокам, по оценке J’son & Partners Consulting, уменьшится до 216 тыс., тогда как банковских — превысит 70 тыс. При этом, говорится в исследовании, такие изменения произойдут по причине усиления конкуренции «обычных» терминалов с банковскими и возрастающей популярности дистанционных финансовых сервисов.

По сведениям J’son & Partners Consulting, общий оборот рынка платежных терминалов (включая банковские) в прошлом году составил 915 млрд рублей, или 51% от предполагаемого оборота рынка электронных платежных систем, оцененного в 1 трлн 811 млрд рублей.

Игра на чужом поле

На российском рынке банковских платежных терминалов в 2022 году работало несколько игроков, крупнейшими из которых компания J’son & Partners Consulting назвала Сбербанк, Океан Банк, Промсвязьбанк, МКБ и «Русский Стандарт». Терминалы также есть у «Восточного Экспресса», «Ак Барса» (инфокиоски с возможностью совершения различных платежей), Связь-Банка, ОТП Банка, Мособлбанка, Транскапиталбанка и ряда других кредитных организаций.

Уверенно лидирует Сбербанк, у которого, как рассказали в его пресс-службе, сейчас 32 703 терминала, притом все они с функцией приема наличных. Крупнейший банк России продолжает развивать сеть ИПТ, о чем говорит недавно объявленный им тендер на закупку новых устройств самообслуживания (13 538 терминалов).

Далеко идущие «терминальные» планы, к примеру, у МКБ. Сейчас у банка, по информации его пресс-службы, более 4 400 таких устройств. «Через наши терминалы можно осуществлять оплату как с помощью банковской карты, так и посредством внесения наличных», — говорят представители пресс-службы МКБ.

На чьей стороне мяч?

Однако представители ведущих «терминальных» компаний сохраняют спокойствие и оптимистично смотрят на перспективы развития своих организаций, в том числе в плане привлечения новой массовой аудитории.

На это же рассчитывают и банки. «В терминалах ВТБ 24 оплата большинства услуг будет для владельцев карт нашего банка бесплатной. Поэтому к нам придет аудитория, которая умеет считать деньги и предпочитает экономить на оплате своих счетов», — подчеркнул Алексей Дегтярев из ВТБ 24.

Он пояснил, что ВТБ 24 «нацелил» свои ИПТ на индивидуальную работу с клиентами, причем не в ущерб скорости и качеству осуществления платежей и других операций. В этом основное отличие ИПТ банка ВТБ 24 от терминалов специализированных компаний, таких как, например, QIWI, CyberPlat и «Элекснет». «Терминал ВТБ 24 узнает клиента по карте, запоминает, какие операции он проводил ранее, позволяет их повторить (в устройствах QIWI, например, это возможно, но необходимо дополнительно авторизоваться)», — уточнил Дегтярев.

Тем не менее, по его словам, потребительская аудитория ИПТ ВТБ 24 и терминалов специализированных компаний будет частично пересекаться. «Мы «заберем» клиентов, которые одинаково относятся к платежам с карт и наличными, клиентов, которым необходимо осуществлять «сложные» платежи», — надеется вице-президент ВТБ 24.

«Для банков терминалы — не основной бизнес, — комментируют представители пресс-службы компании «Элекснет». — Как правило, банки размещают терминалы в собственных офисах, расширяя сервисы для своих клиентов. «Элекснет» же устанавливает терминалы в наиболее проходимых местах (супермаркетах, переходах, на автозаправках и т. д.), а оплачиваемый контент значительно шире, чем в банковских терминалах».

На данный момент, отмечают представители «терминальных» компаний, рынок банковских терминалов используется в первую очередь как инструмент продвижения банковских услуг, то есть как вспомогательный канал для решения основных бизнес-задач в банковском секторе.

В компании «Элекснет» объяснили, что между банковскими и «специализированными» терминалами есть принципиальные отличия. «Основное и принципиальное отличие — это профильное направление терминального бизнеса, направленное на оплату практически всех основных услуг, включая и контент тех банков, которые решили развивать собственные терминальные сети, — разъясняют представители пресс-службы «Элекснет». — Кстати, у нас много совместных, кобрендовых проектов с рядом основных российских банков. Мы ставим свои терминалы к ним в офисы, они их брендируют под свой фирменный стиль. Такие проекты, на наш взгляд, крайне выгодны банкам и имеют значительные преимущества перед созданием собственных банковских сетей терминалов».

Терминалы специализированных компаний, по мнению их представителей, отличаются от банковских тем, что нацелены на решение конкретных задач по переводу денежных средств от любого плательщика любому получателю за определенную комиссию и могут предложить клиентам существенно больший набор опций в этом направлении. Например, более выгодные комиссии — благодаря прямым договорам с поставщиками услуг.

«В нашей сети, например, можно оплачивать как банковский контент, так и другие ключевые услуги: штрафы ГИБДД, телеком, сотовую связь», — похвастались представители пресс-службы «Элекснет». Но и банки стараются максимально расширить спектр своих «терминальных» услуг. «В наших терминалах реализована возможность оплаты услуг более 300 компаний — мобильной и стационарной телефонной связи, Интернета, услуг коммерческого телевидения, услуг ЖКХ, штрафов ГИБДД, а также можно погашать кредиты других банков и совершать переводы», — отметили представители пресс-службы МКБ.

В специализированных компаниях действительно признают, что банки могут оказать существенное влияние на терминальный рынок. В том числе и потому, что у банковских терминалов есть преимущества в части предоставления пользователю расширенных возможностей, связанных непосредственно с опциями конкретной кредитной организации. Также у банков, имеющих широкую филиальную сеть, низкие издержки на размещение терминалов в своих офисах, на техническое обслуживание и инкассацию.

Юлия ПОЛЯКОВА, rasshifrui.ru

Оцените статью
Расшифруй.Ру