Oil&Gas Eurasia - September 2011

TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS - UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

«Газпром» стремится на европейский RWE энергорынок и «Газпром» создают СП Gazprom Eyes Niche in European Power Mkt p. / стр. 16

RWE JV to Cut Nuclear in Germany

p. / стр. 8 Tech Trends / Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions П б Передовые разработки и решения для отрасли

www.oilandgaseurasia.com

The Take on Nanotech – Tiny but Powerful Technologies that Lower Costs and Raise Production Efficiencies Нанотехнологии: изучение объектов и явлений на наноуровне повысит эффективность нефтеизвлечения, сократив расходы

p. / стр. 22

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Rosneft Gets Access to U.S. Projects Out of Deal with Exxonmobil Сотрудничество с Exxonmobil откроет «Роснефти» доступ к проектам в США

Печатная версия 9153 рублей – 915 рублей = 8237 руб Электронная версия 12276 рублей- 1227 рублей = 11048 руб и Наш индексы е исны гах подпв катало

34 * * *ос*сии»: 4256832 сса Р и»: 1 « П р е та Росси 8 4 5 5 2 : «Поч п е ч а т ь » «Рос

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

В

не всякого сомнения, самой громкой новостью месяца для тех, кто следит за положением дел в российской «нефтянке», стало соглашение между «Роснефтью» и Exxonmobil. Однако, просмотрев статьи в ведущих изданиях, я пришла к выводу, что многоуважаемые эксперты кое-что упустили. Средства массовой информации громогласно возвещают о значимости новых «иностранных инвестиций», которые поступят в экономику России. На самом деле, эта сделка означает, что в самое ближайшее время «иностранные (точнее – российские) инвестиции» поступят в экономику США. Для того, чтобы получить доступ в российскую Арктику совместно с «Роснефтью», Exxonmobil допускает «Роснефть» в американские проекты по добыче нефти из малопроницаемых пластов на суше и к разработкам месторождений в Мексиканском заливе. В долгосрочной перспективе «Роснефть» действительно получит значительную прибыль от передачи технологий, неизбежной в ходе совместных проектов, и эти технологии (также как и средства Exxonmobil) будут

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Оформи подписку на 2012 год до 30 сентября и получи 10% скидку, позвонив в редакцию по телефону +7 495 781 88 37 или через подписное агентство • ОАО «АРЗИ» тел: (495) 680-94-01 www.arzi.ru • ООО «Информнаука» тел: (495) 787-38-73 www.informnauka.com • ООО «ИНТЕР-ПОЧТА-2003» тел: (495) 225-67-65 www.interpochta.ru • ООО «Межрегиональное агентство подписки» тел: (495) 648-93-94 www.map-smi.ru/ru

• ОАО «Агентство „Роспечать“» тел: (495) 921-25-39, www.rosp.ru • ГК «Урал-Пресс» тел: (495) 789-86-39 www.ural-press.ru • ЗАО «МК-Периодика» тел: (495) 672-70-89 www.periodicals.su

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

T

he biggest news to hit those who follow the Russian oil and gas industry this month is without a doubt the tie up between Rosneft and Exxonmobil.

But my casual read of the mainstream press tells me the pundits missed something.

There’s a lot of crowing in the media about the significance of this new “foreign investment” in Russia. In fact the deal will in the short term represents a “foreign investment” by Russia in the United States.

To get into the Russian Arctic with Rosneft, Exxonmobil is letting Rosneft into U.S. projects in tight oil onshore and in developments offshore in the Gulf of Mexico. Long term Rosneft will benefit from the technology transfer those joint projects represent. And long term it will apply those technologies – and Exxonmobil’s money – to develop Rosneft projects in the Russian Arctic.

Russia is not a beggar nation and it’s state oil companies are aggressively taking advantage of opportunities to work globally alongside other national oil companies and the independent majors.

TNK-BP is another example: it is about to close on a deal offshore Viet Nam and is already working in Venezuela. Gazprom has global trading offices throughout the world. Zarubezhneftegaz is in India. And you’ll find Russian companies including LUKOIL, Gazprom, Tatneft, Novotek and others active in Africa.

Ironically, Exxonmobil now will go down in history as the international major that stamped a “seal of approval” on Rosneft’s acquisition of YUKOS assets. It has been widely reported that one of the reasons Rosneft wanted involvement with a “blue chip” foreign company was that it wanted to dispel any clouds that may still hang over the nationalization of YUKOS. If the army of lawyers that work for big American or British companies were to review Rosneft documents and approve an agreement for the companies working together, that would, as a practical matter, set things right. That was among the reasons Rosneft initially approached BP and it was one of the reasons it couldn’t make a deal with TNK-BP – TNK-BP is a Russian company.

Rosneft needed a totally foreign company – like BP – to do the legal due diligence. When BP had to stand down, Exxonmobil was brought into the picture.

On another topic, did you see the World Bank study of various “recession” scenarios. After having just returned from the United States, I think it is more or less certain that a second wave of the “crisis” is rolling towards us. But the question is how bad will it be? And how will Russia cope?

Russia’s leaders talk a lot about diversifying the economy beyond commodity exports – particularly gas and oil exports. When the global economy is growing, Russia, as a “petro dollar” state, does exceptionally well. But when the demand for energy contracts during a recession, Russia doesn’t do so well.

Thankfully, the World Bank’s “worst case scenario” foresees oil prices sliding to $60 a barrel. Which isn’t a disaster really because the Russian government projects it budget on the assumption that prices will be around $60 a barrel. Still, the World Bank predicts that if oil prices go that low, Russia could enter a recession and unemployment could rise to 7.5 percent. Again, this is “worst case” and not so likely to be so extreme because any drop in energy demand would be gradual and not all in one go.

But it is something to think about. Anyone who knows Russian history knows that in Russia “big is beautiful” particularly if we’re talking about a big state.

Russian citizens expect the state to take care of them – that was the case under the Czars and it was the case under the Soviets. Though this “big state” attitude is taking root now in my homeland – the U.S.A. – there are still people of many nationalities, who, like myself, believe that the most healthy economies are build on small and medium size private business. This is actually the big ideological debate going on right now in U.S. politics.

A few months ago, I was invited to co-chair a conference in Moscow, which had a very large attendance of Gubkin Oil&Gas University students present. I asked the students if they would raise their hand if they could visualize themselves as the owner in 20 years of a small or medium size business – a technology consultancy, equipment manufacturer, small independent producer. Really, I wanted to understand if any had a dream of having their own business or of innovating something.

Only one student raised their hand.

2

#9 September 2011

использованы при реализации проектов «Роснефти» в российской Арктике – опять же, в долгосрочной перспективе. Россия – страна небедная, и российские нефтяные компании, также как национальные компании других государств и крупные независимые операторы, используют любую возможность участвовать в международных проектах. Один из примеров – ТНК-BP. Компания готовится подписать соглашение о разработке шельфовых месторождений во Вьетнаме и уже работает в Венесуэле. Представительства «Газпрома» действуют во всем мире. «Зарубежнефтегаз» работает в Индии. В Африке активную деятельность ведут «ЛУКОЙЛ», все тот же «Газпром», «Татнефть», «Новотек» и др. По иронии судьбы, именно Exxonmobil теперь войдет в историю как крупная международная компания, одобрившая приобретение «Роснефтью» активов «ЮКОСа». Ведь уже не раз сообщалось о том, что одной из причин, побудивших «Роснефть» заключить сделку с зарубежной компанией, пользующейся безупречной репутацией, стало стремление сгладить неприятное впечатление, возможно, еще оставшееся от национализации «ЮКОСа». В случае, если многочисленные юристы, обслуживающие крупные американские или британские компании, рассмотрев документы «Роснефти», одобрили бы соглашение о совместной деятельности, с практической точки зрения все было бы в порядке. «Роснефть» первоначально обратилась к BP, в том числе, и по вышеупомянутой причине. И именно поэтому она не смогла договориться с ТНК-BP. Ведь ТНК-BP – компания российская, а «Роснефти» для проведения правовой экспертизы требовалась полностью иностранная компания. Например, та же BP. Когда же BP пришлось отказаться от сделки, на сцену вышла Exxonmobil. А теперь перейдем к другой теме. Вы читали различные сценарии «спада», разработанные Всемирным банком? Недавно вернувшись из Штатов, я почти уверена, что грядет «вторая волна» «кризиса». Вопрос лишь в том, насколько глубоким он будет и как с ним справится Россия. Российские лидеры много говорят о диверсификации экономики, о преодолении ее зависимости от экспорта, в особенности от экспорта газа и нефти. В условиях мирового экономического роста Россия, будучи «нефтедолларовой державой», чувствует себя превосходно, но во времена спадов, когда спрос на энергоносители падает, ее «самочувствие» ухудшается. К счастью, даже в наиболее пессимистическом сценарии Всемирного банка прогнозируется падение цен на нефть до $60 за баррель, а это отнюдь не катастрофа, поскольку российское правительство закладывает в государственный бюджет цены на нефть, близкие этому показателю. Но все же, при столь низких ценах на нефть, Всемирный банк предрекает России экономический спад и рост уровня безработицы до 7,5%. Опять же, это «наиболее пессимистический сценарий», и дело не обязательно дойдет до подобных крайностей, поскольку падение спроса на энергоносители произойдет не в один день, а будет постепенным. Однако здесь есть о чем задуматься. Каждый, кто знаком с российской историей, знает, что «большое всегда прекрасно», особенно когда речь идет о большом государстве. Россияне ожидают, что государство позаботится о них – так было в царской России, так было и в советскую эпоху. Хотя это понятие «большого государства» сейчас укореняется и на моей родине, в США, множество людей различных национальностей, подобно мне, до сих пор уверены, что самая здоровая экономика должна строиться на базе мелкого и среднего частного бизнеса. Именно по этому вопросу в политических кругах США в настоящий момент ведутся ожесточенные дебаты. Несколько месяцев назад меня пригласили стать одним из сопредседателей проводившейся в Москве конференции, на которой присутствовали многие студенты РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Я попросила поднять руку тех из них, кто через 20 лет видит себя владельцем предприятия малого или среднего бизнеса – консультантом в области технологий, производителем оборудования, независимым оператором. Мне просто хотелось понять, многие ли мечтают о собственном бизнесе или об инновационной деятельности. Руку поднял один-единственный студент.

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Rosneft Gets Access to U.S. Projects Out of Deal with Exxonmobil Сотрудничество с Exxonmobil откроет «Роснефти» доступ к проектам в США TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

1

8

POWER MARKETS | ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЫНКИ 16

Gasprom, RWE to Set Up a JV Germany Searching for Nuclear Energy Replacement, Gazprom Eager to Expand to European Power Sector «Газпром» и RWE создадут СП Германия ищет замену мирному атому, «Газпром» хочет войти в европейскую энергетику NANOTECHNOLOGY | НАНОТЕХНОЛОГИИ

Through the Looking Glass The Study of Оbjects and Events at the Nanoscale Improves Oil Recovery Efficiency

Пристальный взгляд

22

Изучение объектов и явлений на наноуровне повышает эффективность нефтеизвлечения OIL PRODUCTION | ЭКСПОРТ НЕФТИ

Crude and Oil Products Exports from Russia: Long-Term Trends and Higher Priority Destinations

Экспорт нефти и нефтепродуктов из России:

28

долгосрочные тенденции, приоритетные направления CUSTOMS UNION | ТАМОЖЕННЫЙ СОЮЗ

Eyes to the Strong Kazakhstan is Becoming More Attractive to Business Although Consumer Prices are Spiraling

Равнение на лидера

34

Казахстан становится привлекательнее для бизнеса на фоне существенного роста цен на товары EQUIPMENT | ПРОИЗВОДСТВО ОБОРУДОВАНИЯ

Time to Tame Fortune?

Russian Upstream Equipment Manufacturers are Trying to Get Attention from the State

Кто заплатит за удачу?

40

Российские производители оборудования для ТЭК пытаются привлечь внимание государства OFFSHORE | ШЕЛЬФ

“Prirazlomnaya” to Launch a “Drilling Campaign” on the Russian Arctic Shelf «Приразломная» даст старт бурению в российской Арктике

44

ZONE ISOLATION | ИЗОЛЯЦИЯ ЗОН

“Perekryvatel” Helps to Isolate Drilling Trouble Zones «Перекрыватель» помогает изолировать зоны осложнений при бурении

50

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION БУРОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

EP-H: Innovative PDC Cutters From China

Инструмент серии EP-H:

54

инновационный алмазный резец PDC из Китая

4

Oil&GasEURASIA

#9 September 2011

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

HORIZONTAL DIRECTIONAL DRILLING | ГОРИЗОНТАЛЬНО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ

SP VIS-MOS Expands the Boundaries of Horizontal Directional Drilling (HDD) ООО «СП ВИС-МОС» расширяет границы применения метода горизонтально-направленного бурения (ГНБ)

56

DESIGN ENGINEERING | ПРОЕКТИРОВАНИЕ

От проектирования к инжинирингу и управлению данными

58

ENGINEERING SURVEYS | ИНЖЕНЕРНЫЕ ИЗЫСКАНИЯ

Autonomous Underwater Vehicle (AUV) to be Used for Engineering Surveys on the Undersea Section of “South Stream” Pipeline

60

Выполнение инженерных изысканий с использованием автономного подводного аппарата (АUV) по трассе морского участка газопровода «Южный поток»

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ MWM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

Linde. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

CNO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

«РЕАМ-РТИ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

Netzsch. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Back Inside Cover

«ВЗБТ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

Swagelok . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25, 27

«Металлон» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

DHL. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

Offshore Arctic . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

«Зульцер Хемтех» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Alcoa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

Nalco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

INMARSAT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

PDC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

AUTUS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

«Интегра-геофизика». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62-63

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEF Pat Davis Szymczak p.szymczak@eurasiapress.com

ИЗДАТЕЛЬ И ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Пэт Дэвис Шимчак p.szymczak@eurasiapress.com

CHIEF DESIGNER & PRODUCTION MANAGER Pyotr Degtyarev design@eurasiapress.com

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУ Петр Дегтярев design@eurasiapress.com

MANAGING EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ВЫПУСКАЮЩИЙ РЕДАКТОР Елена Жук edit@eurasiapress.com

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВ Дэйв Кондрис dave@eurasiapress.com

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex

GUEST CORRESPONDENT Aider Kurtmulayev COVER PHOTO RWE TRANSLATION APRIORI Translation Agency, Sergei Naraevsky

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ RWE ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори», Сергей Нараевский

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina (Rus) Anna Bovda (Eng/Rus) sales@eurasiapress.com

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ И ПРОДАЖ / РОССИЯ Марина Алешина Анна Бовда sales@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

6

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ В КАЗАХСТАНЕ Айдер Куртмулаев

6

e-mail: info@eurasiapress.com

ABB. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 ZIRAX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

U.S. SALES OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640 EUROPEAN SALES Anna Bovda sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (495) 781 8837 Fax: +7 (495) 781 8838

ITALY SALES Dario Mozzaglia dario@eurasiapress.com Tel.: +39 010 583 684 Fax: +39 010 566 578 CASPIAN SALES Medina Pashaeva, Lala Abdullayeva media@cbnmail.com Tel.: +99 412 4933189, +99 412 4934507 Fax: +99 412 4932478 Mobile: +99 450 2223442

is a Member of:

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

67/1 Koptevskaya Ul., Suite 111, Moscow 125009, Russia.

Tel./Fax: +7 (495) 781 8837 / 781 8836.

Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow

by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate # 77-16277.

OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: edition # 2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry # 45834), Pochta Rossii (entry # 12632), Rospechat (entry # 84552), Rospechat NTI (entry # 66790).

ISSN 1812-2086 Press Run: 8,000 © 2011, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

125009, Москва, ул. Коптевская, д. 67/1, офис 111. Тел./факс: +7 (495) 781-88-37, 781-88-36. Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 8 000 экз.

ISSN 1812-2086 © 2011, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

řŎœŔʼnŕʼn

18 –20 ŷųŻƈŪŹƈ 2011 ŕŷźųūũ, ŋŋş, ŸũūűŴƅŷŶ ɏ 75

řũźųŹŷŲŻŮ űźŻűŶŶƄŲ ŸŷŻŮŶſűũŴ ʼnŹųŻűųű Ŷũ œŷŶŽŮŹŮŶſűű ű ŋƄźŻũūųŮ SPE Ÿŷ ŹũŰŹũŪŷŻųŮ ŵŮźŻŷŹŷůŭŮŶűŲ ū ŷźŴŷůŶŮŶŶƄž żźŴŷūűƈž ű ʼnŹųŻűųŮ

ŌŮŷŴŷŬűƈ ű ŹũŰūŮŭųũ ŊżŹŮŶűŮ ű źŻŹŷűŻŮŴƅźŻūŷ źųūũůűŶ řũŰŹũŪŷŻųũ ŶũŰŮŵŶƄž ű ŵŷŹźųűž ŵŮźŻŷŹŷůŭŮŶűŲ śŮžŶŷŴŷŬűƈ ŹũŰŹũŪŷŻųű ű ŭŷŪƄƀũ ŖŷūŮŲƁűŮ ŻŮžŶŷŴŷŬűű ű ŸŹŮŭŮŴƄ űž űźŸŷŴƅŰŷūũŶűƈ ʼnŹųŻűƀŮźųűŮ ŻŹżŪŷŸŹŷūŷŭƄ

œũŭŹŷūƄŮ ŹŮźżŹźƄ ŘŹŷŵƄƁŴŮŶŶũƈ ŪŮŰŷŸũźŶŷźŻƅ, ŷžŹũŶũ ŷųŹżůũƇƂŮŲ źŹŮŭƄ, źŷſűũŴƅŶũƈ ŷŻūŮŻźŻūŮŶŶŷźŻƅ śŮžŶűƀŮźųűŮ Űũŭũƀű ű ŶŮŹŮƁŮŶŶƄŮ ŸŹŷŪŴŮŵƄ ŚŪŷŹ ŵŮŻŮŷŹŷŴŷŬűƀŮźųűž ű ŵŷŹźųűž ŭũŶŶƄž ű ŶũŪŴƇŭŮŶűƈ Űũ ŷųŹżůũƇƂŮŲ źŹŮŭŷŲ

z ŖŷūŷŮ ŻŮžŶűƀŮźųŷŮ ŵŮŹŷŸŹűƈŻűŮ żŹŷūŶƈ b2b ŭŴƈ źŸŮſűũŴűźŻŷū ŶŮŽŻŮŬũŰŷūŷŲ ŷŻŹũźŴű ŜŶűųũŴƅŶũƈ ūŷŰŵŷůŶŷźŻƅ ŭŷźŻżŸũ ų ŶŷūŮŲƁűŵ ŻŮžŶŷŴŷŬűƈŵ, ŹũŪŷŻũŵ ūŮŭżƂűž ŻŮžŶűƀŮźųűž źŸŮſűũŴűźŻŷū, űŶůŮŶŮŹŷū ű ƆųźŸŮŹŻŷū, ŸŴũŻŽŷŹŵũ ŭŴƈ ŸŹŷŽŮźźűŷŶũŴƅŶŷŬŷ ŷŪƂŮŶűƈ ű ŷŪŵŮŶũ ŵŶŮŶűƈŵű z œŷŶŽŮŹŮŶſűŷŶŶũƈ ŸŹŷŬŹũŵŵũ, źŷźŻũūŴŮŶŶũƈ SPE, Ÿŷŭ ŷŪƂŮŲ ŻŮŵŷŲ «ŦųźŻŹŮŵũŴƅŶƄŮ ŸŹŷŪŴŮŵƄ ŭŴƈ řũŰūŮŭųű ű ōŷŪƄƀű» ŚŹŮŭű ŭŷųŴũŭƀűųŷū Ŷũ ŸŴŮŶũŹŶƄž źŮźźűƈž, ŻŮŵũŻűƀŮźųűž ŰũūŻŹũųũž ű ŷŪŮŭũž - ŸŹűŰŶũŶŶƄŮ ƆųźŸŮŹŻƄ ŷŻŹũźŴű, ū ƀűźŴŮ ųŷŻŷŹƄž ŋŴũŭűŵűŹ ŋŴũŭűŵűŹŷū (ŋűſŮ-ŌżŪŮŹŶũŻŷŹ ŨŖʼnŗ), ŊűŴŴ ŚųŷŻŻ (ŜŸŹũūŴƈƇƂűŲ, ʼnŹųŻűƀŮźųűŲ şŮŶŻŹ, ųŷŵŸũŶűƈ Chevron Canada Limited), œŹűźŻűũŶ Ŋżųŷūűƀ (ŋűſŮ-ŸŹŮŰűŭŮŶŻ Ÿŷ ŬŮŷŴŷŬŷŹũŰūŮŭųŮ Ÿŷ řŷźźűű ű ŚŖŌ, Shell Exploration and Production Services) ŘŷŴŶżƇ ūŮŹźűƇ ŸŹŷŬŹũŵŵƄ ųŷŶŽŮŹŮŶſűű ŵŷůŶŷ ŰũŬŹżŰűŻƅ Ŷũ źũŲŻŮ www.arcticoilgas.com/ru z ŜŶűųũŴƅŶũƈ ūŷŰŵŷůŶŷźŻƅ żƀũźŻűƈ – «őŶųżŪũŻŷŹ ŻŮžŶŷŴŷŬűŲ» ŋŷŰŵŷůŶŷźŻƅ ŭŴƈ ŹũŰūűūũƇƂűžźƈ, űŶŶŷūũſűŷŶŶƄž ųŷŵŸũŶűŲ ŸŹŷŭŮŵŷŶźŻŹűŹŷūũŻƅ źūŷű ŹũŰŹũŪŷŻųű ű ŸŹűŵŮŶŮŶűŮ ŶŷūƄž ŻŮžŶŷŴŷŬűŲ ŚūƈůűŻŮźƅ ź Ŷũŵű źŮŲƀũź, ƀŻŷŪƄ ŰũŹŮŰŮŹūűŹŷūũŻƅ źŻŮŶŭ Ŷũ ūƄźŻũūųŮ! œŷŶŻũųŻƄ ū ŕŷźųūŮ: ŖũŻũŴƅƈ ŚűŻŶűųŷūũ, ŵŮŶŮŭůŮŹ ŸŹŷŮųŻũ: ŻŮŴ.: +7 (495) 937 6861, ŭŷŪ. 136. E-mail: natalia.sitnikova@reedexpo.ru œŷŶŻũųŻƄ ū ŔŷŶŭŷŶŮ: ŖũŻũŴƅƈ ŨſŮŶųŷ, ŵŮŶŮŭůŮŹ ŸŹŷŮųŻũ: ŻŮŴ.: +44 (0) 20 8910 7194. E-mail: nataliya.yatsenko@reedexpo.co.uk ŘŷŭŹŷŪŶũƈ űŶŽŷŹŵũſűƈ ŷ ŵŮŹŷŸŹűƈŻűű – Ŷũ źũŲŻŮ www.arcticoilgas.ru ŘŴũŻűŶŷūƄŮ źŸŷŶźŷŹƄ

ŐŷŴŷŻŷŲ źŸŷŶźŷŹ

ŚŸŷŶźŷŹƄ

ŗŹŬũŶűŰũŻŷŹƄ

ŗŗŗ «řűŭ ŦŴźűūŮŹ»

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Emerson’s New Production Management System Expands Operators’ View of the Reservoir and Production Activities Emerson Process Management has launched the latest version of its production management system, Roxar Fieldwatch 2.3. The new version incorporates a wide range of Emerson’s reservoir monitoring instrumentation, providing operators with a more complete picture of the reservoir and of production activities.

Instrumentation and modules that will be incorporated into Fieldwatch 2.3 include the Roxar acoustic and intrusive sand monitors and erosion probes, with the combined system resulting in the faster identification and validation of sand production and more effective remedial action to establish production control; the Roxar downhole pressure and temperature gauges; and an updated well testing module which will generate results based on flow data direct from Emerson’s third generation multiphase meter, the Roxar MPFM 2600. Benefits of the new well testing module include an integrated workflow from meter installation to well test reporting and post analysis, the user friendly tracking of well test jobs, and easy access to data for later analysis or inspection.

The first installation of Fieldwatch 2.3 is taking place on Statoil’s Sleipner oil field in the North Sea where a combined sand and erosion monitoring system will see the integration of three Roxar Sand Erosion probes and 94 acoustic Roxar Sand monitors within Fieldwatch. In this way, Statoil will have an instant overview of asset sand production and erosion, be able to validate data through smart alarm systems, and optimise production by establishing maximum sand and erosion-free production rates.

Roxar Fieldwatch comes with a series of custom-built modules in the areas of flow assurance, sand and erosion, corrosion, simulation and production control, and virtual flow metering. The software is installed on servers and then connected to reservoir monitoring instrumentation, either

Компания Emerson Process Management выпустила последнюю версию своей системы управления добычей Roxar Fieldwatch 2.3. Новая версия включает в себя широкий спектр контрольно-измерительных приборов фирмы Emerson для наблюдения за продуктивным пластом и позволяет операторам получить более полную картину пласта и производственного процесса. Измерительные приборы и модули, интегрированные в систему Fieldwatch 2.3, включают в себя акустические и интрузивные регистраторы песка и зонды эрозии Roxar; использование комбинированной системы позволяет быстрее осуществлять процесс идентификации и оценки выноса песка, принимать более эффективные меры для восстановления добычи. В состав системы входят датчики забойного давления и температуры Roxar, а также обновленный модуль для испытания скважины, который будет выдавать результаты, основанные на данных о потоке, непосредственно из многофазного расходомера третьего поколения от Emerson, Roxar MPFM 2600. Преимуществами нового модуля для испытания скважины являются: комплексный подход к технологическому процессу – от установки расходомера до создания отчетности по результатам опробования скважины, удобное отслеживание проведенных испытательных работ и легкий доступ к данным для последующего анализа или проверки. Первая установка Fieldwatch 2,3 проводится на нефтяном месторождения Слейпнер компании Statoil в Северном море, где за наносом песка и образованием эрозии будет вести наблюдение комбинированная система Fieldwatch, состоящая из трех зондов песчаной эрозии и 94 акустических регистраторов песка фирмы Roxar. Это позволит Statoil моментально оценивать масштабы наноса песка и эрозии, уточняя данные с помощью интеллектуальных систем сигнализации, и оптими-

● Roxar Fieldwatch 2.3 incorporates a wide range of Emerson’s reservoir monitoring instrumentation, providing operators with a more complete picture of the reservoir and of production activities. ● Roxar Fieldwatch 2.3 включает в себя широкий спектр контрольноизмерительных приборов фирмы Emerson для наблюдения за продуктивным пластом и позволяет операторам получить более полную картину пласта и производственного процесса.

SOURCE / ИСТОЧНИК: ROXAR

8

Система управления добычей от Emerson – новый взгляд оператора на процесс и продуктивный пласт

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

directly or through DCS or SCADA systems. Its’ distributed and modular architecture enables easy remote access for all users needing access to detailed readings, configuration and diagnostics data from Emerson instruments.

Fieldwatch 2.3 also has a number of additional features including improved user authorization, a navigation tree built to increase usability for production and reservoir engineers, and alarm limit indicators which can be shown in graphs.

REAM-RTI Designs a New Elastomeric Compound

SOURCE: REAM-RTI / ИСТОЧНИК: РЕАМ-РТИ

REAM-RTI experts formulated Af-15 elastomeric compound (based on Aflas™ 100H fluoroelastomer) with improved heat resistance up to 250 C (short term up to 300 C), chemical resistance to aggressive liquids, resistance to alkalis and acids, direct steam, hydrofluoric acid, hydrogen sulphide up to 25 percent, synthetic and mineral oils, different gases. Af-15 elastomeric compound is also excellent dielectric, highly resistant to hot steam and hot air. Unlike conventional FFK, this compound is also decompression-resistant. The product received a MERL certificate (Materials Engineers Research Laboratory, UK) confirming that the elastomeric compound Af-15 complies with NORSOK M-710 in explosive decompression properties and gets the highest score – 0000.

Experimenting with technologies for processing of the elastomer compound, REAM-RTI experts encountered difficulties relevant to low workability of the Aflas™ fluoroelastomer. However, creative approach of the company’s experts ensured practically 100-percent elimination of technical difficulties associated with the manufacture of Aflas™-based elastomeric compounds and their processing including production of electric submersible pumps seal bags. In 2004 the company launched production of Aflas™-based technical rubber products, particularly o-rings, face seal bellows, seal bags, lip seals, gaskets, etc.

The company has recently used the fluoroelastomer to develop the production of colored elastomeric compound for easier product identification.

● Ream-RTI’s new products. ● Продукция компании «РЕАМ-РТИ». Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

зировать добычу за счет установки минимальных значений по данным показателям.

Roxar Fieldwatch поставляется как серия модулей, изготовленных под заказ, для обеспечения добычи, наблюдения и контроля за наносом песка и образованием эрозии, коррозии, для моделирования и управления добычей, а также измерения фактического потока. Программное обеспечение устанавливается на серверах и затем подключается к приборам контроля продуктивного пласта либо напрямую, либо через систему распределенного управления (DCS) или SCADA – систему диспетчерского контроля и сбора данных. Распределенная и модульная архитектура обеспечивает легкий удаленный доступ для всех пользователей, нуждающихся в детальных показаниях, настройках и данных диагностики контрольно-измерительных приборов Emerson.

Fieldwatch 2,3 обладает рядом дополнительных функций, включая усовершенствованную систему авторизации пользователя, навигационное дерево, облегчающее работу инженерам-производственникам и специалистам по разработке месторождений; также есть указатели предела сигнализации, которые могут быть выведены на графике.

РЕАМ-РТИ предлагает новую эластомерную композицию Специалистами компании «РЕАМ-РТИ» была разработана эластомерная композиция марки Аф-15 на основе фторэластомера Aflas™ 100H, обладающая повышенной теплостойкостью – до + 250 °С (кратковременно до +300 °С), химической стойкостью к агрессивным жидкостям, стойкостью к щелочам и кислотам, острому пару, фтороводородным кислотам, сероводороду до 25%, синтетическим и минеральным маслам, различным газам. Эластомерная композиция Аф-15 также характеризуется электрической прочностью, стойкостью к горячему пару и горячему воздуху. Данная эластомерная композиция обладает кессонной стойкостью (в отличие от традиционных фторкаучуков). Получен сертификат MERL (Materials Engineers Research Laboratory, Great Britain, UK), который подтверждает, что эластомерная композиция Аф-15 соответствует требованиям стандарта NORSOK M-710 по взрывной декомпрессии и оценивается высшим баллом – 0000. Проводя работы по освоению технологии переработки данной Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

9

#7-8 July–August 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

A lightweight version of the modular cable racks, yet unfamiliar to the Russian market, has been presented by DKS. Light racks can work in aggressive and complicated environments. They are primarily designed for console mounting with subsequent fixation of multisized metal trays, cable clamps and piping.

The advantage of light cable racks is that they can be mounted on-site using only a spanner, no welding required.

DKS light racks are hot-dip galvanized (HDZ) after manufacture for significantly longer service life. The racks are easy for adjusting height and number of the cable lines and easy to transport.

The whole rack system can be divided into the “element” and “module” parts. The element is a structure consisting of a double C-shaped profile 2.5 mm thick, with 6 mm thick 120 x 120 mm plate welded on both ends, with holes for hardware mounting. The element height varies at 1.5, 2 and 3 meters. Higher mounting possible by vertical linking of several elements. The module is the optional design structure using the element, profiles, bracket joints and sheets. Consoles are mounted to the module sideways, symmetrically (level by level on each side of the module).

Mounting is done using standard metalware. The figure shows a layout for mounting a console 1 to the profile 2.

Installation is done using a module attached to the foundation with anchors.

эластомерной композиции, специалисты «РЕАМ-РТИ» столкнулись с проблемами, связанными с низкой технологичностью самого фторэластомера Aflas™. Однако творческий подход технологов компании к решению данной проблемы позволил практически полностью устранить технологические сложности, связанные с изготовлением эластомерных композиций на основе фторэластомера Aflas™ и переработкой данных композиций, в том числе для изготовления диафрагм гидрозащиты погружных электродвигателей. С 2004 года налажено производство резинотех-

профиль стойки/rack profile

консоль для монтажа лотка/ console used to mount the tray SOURCE: DKS / ИСТОЧНИК: ДКС

DKS Unrolls Lightweight Modular Cable Racks

● The advantage of light cable racks is that they can be mounted on-site using only a spanner, no welding required. ● Преимуществом легких кабельных эстакад является возможность монтажа на объекте без сварки.

PromTekhInvest Wins Surgutneftegaz Bid PromTekhInvest placed the winning bid in Surgutneftegas’s tender for supply of eight top drive systems with 250 tons load strength. In the mid-June, this St. Petersburg company already inked a contract with Surgutneftegaz for the supply of six PVEG-225 sets.

This time Surgutneftegaz contracted a new PromTekhInvest product, electrohydraulic top drive PVEG-250. The drive has been developed for straight, directional and horizontal drilling of oil wells. PVEG-250 operating torque is 4,500 kg•m “The new top drive differs from the earlier models also by its improved expanding guide-rail, which significantly reduces installation/disassembly time and simplifies the technology,” says Artyom Horoshansky, PromTekhInvest General Director.

This top drive will be used at BU 4000/250 EChK BM-2 drilling rigs recently acquired

by Surgutneftegaz from Volgograd Drilling Equipment Plant. The bids indicate that Surgutneftegaz runs a program on renovation and modernization of its drilling equipment.

«ПромТехИнвест» одержал победу в тендере ОАО «Сургутнефтегаз» ЗАО «ПромТехИнвест» выиграло тендер ОАО «Сургутнефтегаз» на поставку восьми комплектов систем верхнего привода грузоподъемностью 250 тонн. Напомним, что в середине июня петербургская компания уже подписала с «Сургутнефтегазом» договор на шесть комплектов ПВЭГ-225. На этот раз предметом контракта является новое изделие компании, электрогидравлический верхний привод ПВЭГ-250. Его назначение – основное, наклонно-направленное и горизонтальное бурение нефтегазовых скважин. Рабочий крутящий момент ПВЭГ-250 составляет 4500 кгс·м. По словам генерального директора ЗАО «ПромТехИнвест» Артема Хорошанского, «от предыдущих моделей новый привод отличает также усовершенствованная раскрывающаяся направляющая, позволяющая существенно сократить время монтажа-демонтажа и упростить эту технологию». Данным приводом будут оснащаться буровые БУ 4000/250 ЭЧК БМ-2, недавно приобретенные «Сургутнефтегазом» у Волгоградского завода буровой техники. Таким образом, «Сургутнефтегаз» реализует программу обновления и модернизации парка бурового оборудования.

10

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ нических изделий на основе фторэластомера Aflas™, в частности, уплотнительных колец, сильфонов торцевых уплотнений, диафрагм гидрозащиты, манжет, прокладок и др. В настоящее время разработана эластомерная композиция на основе данного фторэластомера в цветном исполнении для производства резинотехнических изделий в целях их более эффективной идентификации.

Currently only Schneider Electric and DKS produce module racks in Russia. Heavy racks are widely used by Russian designers and assemblers for oil and gas and processing industries, chemical and heavy industry facilities. The main disadvantages of the available cable racks are their high rate of material consumption, uneasy installation, small cable capacity and the need for life-long maintenance, which requires anti-rust coating of supporting metalwork.

Компания ДКС разработала легкие кабельные модульные эстакады

Doedijns Introduces the SITE Compact Actuator Series

SOURCE: / ИСТОЧНИК: DOEDIJNS

Doedijns (The Netherlands) introduces the new SITE Compact Actuator series, in-house developed and produced.

The standard range comprises pneumatic and hydraulic, spring return and double acting quarter turn actuators. The main feature of the SITE Compact Actuator is its compact design that reduces outline dimensions up to 70 percent compared to a conventional scotchyoke actuator without any compromise to quality and reliability. A perfect solution when available space is limited while maximum safety and reliability are required such as applications on F(P)SO’s and oil/ gas platforms.

Doedijns holds various proprietary ● SITE Compact Actuator is an ideal patents for the solution when available space is limited unique design of but maximum reliability and safety are the SITE Compact required. ● Приводы SITE обеспечивают Actuator.

Besides the максимальную надежность standard range, и безопасность в условиях the SITE Compact ограниченного пространства.

Actuator can also be engineered to customer specifications. The possibilities are: e.g. rotation angles up to 180°, extreme temperature ranges, all stainless steel outer parts, custom valve interface, custom height and width, position feedback on the side and high cycle option.

Brief Technical Specification of the Standard Range SITE Compact Actuators ● Pneumatic and hydraulic operated, spring return or double acting. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Компания ДКС начала выпуск облегченной версии кабельных модульных эстакад, еще не представленной на российском рынке. Легкие эстакады могут использоваться в агрессивных и сложных с точки зрения эксплуатации средах. В первую очередь, они предназначены для монтажа консолей с последующим закреплением металлических лотков различного типа, фиксаторов кабельной и трубной продукции. Преимуществом легких кабельных эстакад является возможность монтажа на объекте без сварки, для монтажа достаточно гаечного ключа. Особенность легких эстакад ДКС – горячее оцинкование (HDZ) после изготовления, значительно продлевающее срок их службы. Модули, используемые при монтаже эстакад, удобно транспортировать. Кроме того, можно легко изменять высоту расположения кабельных трасс и их количество. Всю систему эстакад можно условно разделить на «элемент» и «модуль». Элемент – это конструкция, состоящая из двойного С-образного профиля толщиной 2,5 мм, с обеих сторон которого по торцам приварена пластина толщиной 6 мм и размером 120 х 120 мм, с отверстиями под крепления метизами. Высота элемента обеспечивается типовым рядом 1,5, 2 и 3 м. Большая высота достигается дополнительным монтажом элементов по вертикали. Модуль – вариант конструкции с использованием элемента, профилей, соединительных уголков и пластин. На модуль монтируются консоли в профиль, симметрично (по ряду на каждую сторону модуля). Крепление осуществляется стандартными метизами. Схема крепления консолей 1 к профилю 2 приведена на рис. Монтаж осуществляется при помощи модуля, который закрепляется на фундаментный блок с помощью анкеров. В настоящее время в России производством модульных эстакад занимаются Schneider Electric и ДКС. Тяжелые эстакады активно используются российскими проектировщиками и монтажниками для объектов нефтегазовой или перерабатывающей отрасли, предприятий химической и тяжелой промышленности. Основными недостатками доступных кабельных эстакад являются их высокая материалоемкость и сложность монтажа, необходимость постоянно поддерживать объект на всем протяжении его эксплуатации, что требует антикоррозийного покрытия несущих металлоконструкций, а также небольшая кабельная емкость. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

11

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ● Rotation angle 90° with travel adjustment of +/−3°. ● Torque range from 250 Nm up to 32,000 Nm. ● Standardised valve interface (ISO 5211) and accessory interface (NAMUR). ● Internal tie-bars provide a smooth outside surface that ensures long lasting coating, hence better corrosion resistance. ● Removable drive coupling, alloing quick and easy modification to match the valve stem. ● The SITE Compact Actuators can be provided with position feedback/indicators, mounting kits and complete control systems. ● Compact design reduces dimensions up to 70 percent compared to a conventional scotch-yoke actuator.

Invensys New Solution Manages Well Field Operations and Assets From a Single Point

12

#7-8 July–August 2011

Doedijns представляет линейку Компактных приводов SITE Doedijns (Нидерланды) представляет SITE – новую серию компактных приводов собственной разработки и производства. Стандартный ассортимент включает в себя пневматические и гидравлические приводы, возвратную пружину и полуперекрестные приводы двойного действия. Главной особенностью компактных приводов SITE является компактный дизайн, который уменьшает габаритные размеры до 70% по сравнению с обычным приводом треугольного шатуна, сохраняя при этом качество и надежность. Является идеальным решением, когда пространство ограничено, а максимальная безопасность и надежность – необходимы, как в случаях с плавучими нефтепромысловыми (FPSO) и нефтегазовыми платформами.

Doedijns имеет различные собственные патенты на уникальный дизайн компактного привода SITE. Помимо стандартного ассортимента, компактный привод SITE также может быть спроектирован непосредственно под спецификации заказчика. Возможными являются, например, углы поворота до 180°, экстремальные температурные диапазоны, исполнение внешних частей из нержавеющей стали, особый клапанный интерфейс, пользовательские высота и ширина, боковая обратная связь по позиционированию и опция высокочастотности.

Invensys Operations Management has released its Wonderware Well Field Application, which manages well-field operations in the areas of SCADA, reporting, configuration and system health.

The Well Field Application allows users to see, at a glance, how the entire field is producing, as well as drill down for intimate knowledge about any individual well.

Leveraging the power and scalability of the company’s ArchestrA System Platform, the Well Field Application provides a single user interface to execute a wide variety of operational and analytical tasks. Operators can review the performance of all assets under their control, identify which are underperforming and quickly zero in on the cause. Managers can use real-time information for operational analysis and performance monitoring,

● Пневматическое и гидравлическое управление, возвратная пружина или двойного действия. ● Угол поворота 90° с регулировкой хода +/−3°. ● Крутящий момент от 250 Нм до 32 000 Нм. ● Стандартизированный интерфейс клапана (ISO 5211) и вспомогательного оборудования (NAMUR).

Bashneft Introduces Leak Detection System for Ufa Refinery Pipelines

«Башнефть» внедряет систему обнаружения утечек на трубопроводах уфимских НПЗ

Bashneft is installing pipeline leak detection system (LDS), for better environmental safety of pipelines pumping the products from the Ufa refineries (Novoil, Ufaneftekhim, Ufimsky Refinery).

The project targets mitigation of soil and water contamination risks, reduction of the threat of emergencies linked to illegal pipeline tie-ins or ruptures due to natural corrosion processes.

A special method based on the pressure wave detection principle will allow for continuous remote monitoring of pipeline integrity and operational control of oil leakage once pipelines are damaged as well as for determining the nature and location of the leaks, ensuring of prompt action for addressing the issue from a single control panel.

Initially, the company implemented a similar leak detection system at pipeline facilities of Bashneft-Dobycha, where the system received a full “health check” and was tested for compliance with industrial safety rules.

The system is planned to be put into commercial operation in December 2011.

В целях обеспечения экологической безопасности трубопроводов откачки нефтепродуктов с уфимских НПЗ (ОАО «Новойл», ОАО «Уфанефтехим», ОАО «Уфимский НПЗ»), ОАО АНК «Башнефть» реализует проект внедрения системы обнаружения утечек (СОУ) на трубопроводах. Цель проекта – минимизация рисков загрязнения почвы и водоемов, снижение угрозы возникновения чрезвычайных ситуаций, связанных с незаконными врезками в трубопроводы при попытке хищения, либо разрывами трубопроводов из-за естественных коррозионных процессов. Использование специальной технологии, основанной на принципе обнаружения волны давления, позволит осуществлять непрерывный дистанционный контроль целостности трубопроводов и оперативный контроль утечек нефтепродуктов при их повреждении, определять характер и место возникновения утечки и принимать оперативные меры к ее устранению с единого пульта управления. Планируется, что система будет сдана в промышленную эксплуатацию в декабре 2011 года.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Краткое техническое описание стандартной линейки компактных приводов SITE

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ● Внутренние затяжки для гладкости внешней поверхности, обеспечивающие длительную защиту от коррозии. ● Съемный диск сцепления, позволяющий легко и быстро выполнять модификацию для подборки стержня клапана. ● Компактные приводы SITE могут поставляться с обратной связью по позиционированию/индикаторами, монтажным набором и полностью укомплектованными системами управления. ● Компактный дизайн уменьшает размеры до 70% по сравнению с обычными приводами треугольного шатуна.

Wonderware Well Field обеспечит централизованное управление оборудованием на месторождении

and the application supports changing production and delivery demands.

Key capabilities: ● Easily adds and edits new well configurations. ● Scalable: manages one well or multiple fields with thousands of wells spread across different locations. ● Granular views: looks at an entire well field or drill down into an area or single well. ● Connects and configures a wide range of RTUs. ● Quickly maintains and configures assets. ● No programmers needed.

Компания Invensys Operations Management разработала приложение Wonderware Well Field, которое предназначено для сбора данных, создания отчетов, настройки конфигурации и диагностики оборудования с целью управления производственными процессами на нефтяных месторождениях. Приложение Well Field дает возможность пользователям в оперативном режиме получать эксплуатационные параметры нефтяного месторождения в целом, а также подробную информацию по каждой отдельной скважине. Приложение Well Field полностью совместимо с системной платформой ArchestrA компании Wonderware и существенно расширяет ее возможности, что позволяет отдельному оператору выполнять разнообразные оперативные и аналитические функции. Оперативный персонал может просматривать объемы добычи на каждой подключенной к системе мониторинга скважине, определять причины недостаточной выработки и оперативно принимать меры по устранению неисправностей. Управленческий персонал может использовать приложение для получения данных с целью анализа работы и мониторинга производительности в режиме реального времени; кроме того, приложение позволяет изменять параметры добычи в зависимости от условий поставок.

Основные характеристики:

SOURCE / ИСТОЧНИК: INVENSYS

● простота добавления и изменения параметров новых скважин; ● масштабируемость – возможность применения как для одной скважины, так и для тысяч скважин, расположенных на различных месторождениях; ● различная степень детализации – возможность получения суммарных данных для всего месторождения или детальной информации для куста скважин или одной скважины; ● возможность подключения и конфигурации дистанционной телеметрической аппаратуры различного типа; ● оперативное управление и изменение параметров добычи; ● не требуется программирование.

● The application supports changing production to conform to delivery demands. ● Приложение позволяет изменять параметры добычи в зависимости от условий поставок. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

13

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Компания Schlumberger представляет новую высокотемпературную систему на базе ЭЦН

Schlumberger announced the release of its third-generation REDA* HotlineSA3* high-temperature electric submersible pump (ESP) system for steam-assisted recovery operations and geothermal applications. This latest release enables operators to further improve economics through increased recovery factors and early production while reducing downtime and intervention costs.

Building on years of development and lessons learned from the REDA Hotline550* ESP system, the HotlineSA3 system incorporates an integrated design that extends the ESP operating envelope and run life. Integrated surveillance and control through reliable fluid pressure, temperature and internal motor temperature measurements help reduce sub-cool and Steam Oil Ratio (SOR).

The REDA HotlineSA3 system has passed extensive testing while running at maximum-rated temperatures. This includes strict third-party qualification requirements at C-FER Technology laboratories in Canada, with collaboration and sponsorship by major heavy oil operator ConocoPhillips.

The system has undergone extensive field testing in SAGD fields in Canada and steam flood fields in Oman. Criteria set for field testinglogging in excess of 2,000 combined cumulative running days for eight different operators has been surpassed. Individual units have passed 250 days at the highest possible well temperatures to date.

The system includes a multifunction integrated motor unit, thermally compensated pumps, downhole monitoring gauges for pressure and temperature, power

Компания Schlumberger объявила о создании высокотемпературной системы третьего поколения REDA* HotlineSA3* на базе электроцентробежного насоса (ЭЦН) для использования при восстановлении притока скважины парогравитационными и геотермическими методами. Последние разработки компании позволяют еще больше повысить экономические показатели добычи нефти за счет повышения коэффициента нефтеотдачи и более быстрого ввода скважин в эксплуатацию при одновременном снижении непроизводительных потерь времени и стоимости работ по предотвращению аварийных ситуаций. Конструктивно HotlineSA3 представляет собой комплексную систему, созданную в результате многолетних усилий разработчиков с учетом опыта, полученного при эксплуатации системы ЭЦН REDA Hotline550*. Применение HotlineSA3 позволяет расширить область рабочих режимов ЭЦН и повысить длительность межремонтного периода. Встроенные системы мониторинга и контроля дают возможность получить достоверные данные по давлению и температуре флюидов, а также температуре внутри электродвигателя, что позволяет предотвратить переохлаждение и снизить паронефтяной фактор (SOR). Система REDA HotlineSA3 подверглась расширенным испытаниям при работе на максимальной расчетной температуре. В программу испытаний была включена сертификация по регламенту лаборатории C-FER Technology (Канада), проводимая в тесном сотрудничестве и при субсидировании крупного оператора по добыче тяжелой нефти ConocoPhillips. Кроме этого, проводились эксплуатационные испытания на месторождениях, использующих методы нагнетания пара в пласт и парогравитационного дренирования (SAGD) в Канаде и на месторождениях в Омане, где ведется добыча методом вытеснения нефти паром. Программа эксплуатационных испытаний насчитывает более 2 тыс. дней суммарной работы системы у различных операторов, при этом заданные критерии испытаний были полностью выполнены. Отдельные установки проработали 250 дней при наиболее высоких возможных в настоящее время температурах в скважине. В состав системы входят многофункциональный интегрированный электродвигатель, термически сбалансированные насосы, датчики мониторинга давления и

SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

Schlumberger Introduces New HighTemperature ESP System

● REDA HotlineSA3 ESP system improves production in SAGD Applications. ● Применение системы ЭЦН REDA HotlineSA3 повышает отдачу пласта при использовании метода нагнетания пара в пласт и парогравитационного дренирования.

14

#7-8 July–August 2011

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

cables and a surface controller. The purpose-designed plugin, high-temperature motor lead extension has a dual elastomeric seal and the motor electrical port connection has a positive pressure system that works to prevent fluids from escaping or entering the motor during connection.

The integrated motor uses special, high-temperature materials rated to 300 C and is factory filled with specially treated, ultra-dehydrated dielectric oil. All parts of the ESP system are extensively tested to accommodate all aspects of differential thermal expansion.

Innovative Clamp Improves Diver Safety in Offshore Installation

SOURCE / ИСТОЧНИК: TRELLEBORG

Trelleborg developed the clamp at the request of leading offshore construction company, McDermott in collaboration with Trelleborg Offshore UAE distributor, Unique Maritime Group.

The Trelleborg system includes the use of edge treated banding and a new fastening system which eliminates sharp edges, reducing the risk of cuts to the diver. The innovative design, which negates the need to pass the band around the carrier pipe to secure the piggyback line, reduces handling and improves installation efficiency and time, enabling significant cost savings while increasing diver safety.

Manufactured from marine-grade polypropylene, the piggyback saddle can fit carrier pipelines from 20 inches to 42 inches and line sizes from 1.25 inches to 3.5 inches.

The one-size-fits-all design of the clamp can streamline purchasing, enabling zero-waste bulk ordering.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

температуры внутри скважины, силовые кабели и поверхностная станция управления. Специально разработанный высокотемпературный модульный разъем кабеля электродвигателя оснащен двойным уплотнением из эластомера, система избыточного давления обеспечивает герметичность для предотвращения утечки или поступления флюидов через ввод силового кабеля. Для изготовления встроенного электродвигателя были применены специальные высокотемпературные материалы, рассчитанные на работу при температуре до +300 °C, электродвигатель заполнен на заводе специально очищенным высокодегидратированным диэлектрическим маслом. Все компоненты системы ЭЦН были тщательно испытаны для проверки работоспособности системы при различных температурных расширениях.

Инновационный зажим существенно повышает безопасность водолазных работ на морских комплексах Компания Trelleborg, совместно с дистрибьютором компании Offshore UAE (промышленная группа Unique Maritime Group), разработала данное устройство по требованию ведущей компании по строительству шельфовых сооружений McDermott. Система Trelleborg предусматривает использование зажима с закругленными гладкими краями и новой схемы крепления, в которой отсутствуют детали с острыми кромками, что снижает риск получения порезов для водолаза. Инновационная конструкция зажима исключает необходимость пропускать зажим для крепления дополнительного трубопровода вокруг несущей трубы, что облегчает проведение монтажных работ, повышает эффективность труда и уменьшает время строительства, а следовательно, ведет к значительному снижению издержек при повышении безопасности труда. Зажим для крепления вспомогательных трубопроводов изготавливается из полипропилена для морского применения, может использоваться с несущими трубами диаметром от 20 до 42 дюймов для крепления трубопроводов диаметром 1,25-3,5 дюйма. Универсальная конструкция зажима позволяет использовать его со всеми размерами труб, оптимизируя материальные затраты и исключая образование излишков при массовых заказах.

● Trelleborg Offshore has revealed a new diver-friendly piggyback clamp designed to improve safety during installation. ● Компания Trelleborg Offshore разработала новый зажим для крепления вспомогательных трубопроводов на несущей трубе. Он прост в использовании и существенно повышает безопасность при выполнении водолазных работ. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

15

POWER MARKETS

Gasprom,RWE to Set Up a JV

Germany Searching for Nuclear Energy Replacement, Gazprom Eager to Expand to European Power Sector

«Газпром» и RWE создадут СП

Германия ищет замену мирному атому, «Газпром» хочет войти в европейскую энергетику Svetlana Kristallinskaya

G

azprom is taking full advantage of Germany’s decision to reduce using nuclear energy and actively working to enter the European power market. Gazprom has given a three-month carte blanche to German RWE to hold negotiations and possibly set up a joint venture in the European electric power sector. Experts can only guess why Gazprom has not chosen another German company, E.ON, the biggest buyer of Russian gas and Gazprom’s oldest partner, to fulfil the plan.

Analysts suspect that by doing so Gazprom is trying to freeze Nabucco pipeline construction that is posing strong competition to Russia’s energy strategy.

E.ON Starts, RWE Picks Up

After the disaster at Japan’s Fukushima-1 nuclear plant in March and the following decision of the German government to stop using nuclear energy for peaceful purposes, Alexei Miller, the CEO of Gazprom, and Johannes Thiessen, the CEO of E.ON, met nearly every month to discuss “the situation on the gas market and prospects for cooperation”. In June Miller finally disclosed some of the agenda of ongoing negotiations: ● By now only four of 17 nuclear reactors in Germany operate.

One of them is located on Brokdorf power station. ● Сейчас в Германии работает только четыре ядерных

SOURCE / ИСТОЧНИК: E.ON KERNKRAFT

реактора из 17. Один из них – на станции Брокдорф.

16

Светлана Кристаллинская

«Г

азпром» пользуется решением Германии прекратить использование мирного атома, делая активные шаги по выходу на энергетический рынок Европы – компания дала немецкой RWE трехмесячный карт-бланш на ведение переговоров по созданию СП в электроэнергетике в Европе. Эксперты гадают, почему «Газпром» не выбрал для этих целей своего крупнейшего покупателя и старейшего партнера – немецкий концерн E.ON и подозревают, что таким образом «Газпром» пытается заморозить конкурирующий с российским газопроводный проект Nabucco.

E.ON начинает, RWE продолжает

В течение весны, после произошедшей в Японии аварии на атомной станции Фукусима-1 и последовавшего за этим решения Германии отказаться от использования мирного атома, главы «Газпрома» и E.ON Алексей Миллер и Йоханнес Тайссен встречались каждый месяц, и обсуждали «ситуацию на газовом рынке и перспективы сотрудничества». В июне Миллер наконец признался, о чем идут переговоры – «Газпром» захотел войти в европейскую энергетику. Это желание озвучивается не впервые, «Газпром» хотел выйти на рынок конечного потребителя в Европе еще в рамках получения германской компанией доли в Южно-Русском месторождении в Западной Сибири. Однако E.ON не пошел на это, расплатившись акциями самого «Газпрома». Теперь же «Газпром» решил воспользоваться ситуацией, сложной для немецких энергокомпаний, вынужденных закрыть атомные электростанции, и несущих дополнительные затраты в миллиарды евро. Ситуация осложняется стремительным ростом цены газа для европейцев по долгосрочным контрактам, привязанной к цене на нефть с временным лагом в шесть-девять месяцев. Год назад «Газпром» уже пошел на уступки тому же E.ON, включив в контракты спотовую составляющую, однако немецкий концерн снова вступил в переговоры. В «Газпром экспорте» отмечают, что право на пересмотр условий контракта может появиться у одного из контрагентов раз в три года. «Видимо, E.ON считает, что условия изменились существенным образом», – отмечают в «Газпром экспорте». И, не договорившись с «Газпромом» ни по цене, ни по участию его Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2011

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЫНКИ SOURCE / ИСТОЧНИК: RWE

Gazprom was eager to enter the European energy market. This desire, however, has not been demonstrated for the first time.

Previously, Gazprom wanted to enter the European end-user market as part of the deal when E.ON got shares in South-Russian field in Western Siberia.

But German company did not go that far and paid back to Gazprom with its own shares.

Now Gazprom decided to use and possibly take the utmost from the complicated situation in the German energy sector now that companies are being forced to close nuclear plants and bear additional costs of billions of Euros.

Things are becoming even more serious as gas prices for European companies are climbing strongly under current long-term contracts which are tied to oil prices with a lag of six to nine months. A year ago, Gazprom agreed with E.ON on adding spot contracts as the German partners insisted. Yet, the German company decided to start a new round of negotiations. People from Gazprom Export are saying that the right

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

в энергетике, в конце июля E.ON дал ход арбитражноGrossmann considers Gazprom му процессу. К слову, арбиas a potential investor. тражный процесс с RWE по ● Глава RWE Юрген пересмотру условий конГроссман рассматривает тракта с «Газпромом» идет «Газпром» в качестве с начала 2011 года. потенциального инвестора. Именно недовольство E.ON и другими европейскими компаниями ценами «Газпром» использовал в качестве аргумента по получению энергоактивов в Европе. «Мы готовы инвестировать в новые мощности в газогенерации в Европе, мы готовы покупать доли в существующих станциях, мы готовы рассматривать возможность заключения прямых контрактов поставки газа „Газпрома“ для этих потребителей. Соответственно, мы готовы говорить о том, что и тарифная политика по газу в этом случае тоже может быть скорректирована, но центр прибыли тогда смещается из газового сектора в сектор электроэнергетики», – заявил Миллер в конце июня. «Если говорить о планах и намерениях „Газпрома“ в отношении электроэнергетики Германии, то они являются оченьочень серьезными», – подчеркнул он, отметив, что «события, которые произошли на мировом и европейском энергетиче● Head of RWE Jurgen

17

#9 September 2011

POWER MARKETS

German Energy Market On 30 June the German parliament passed several new laws concerning the German energy market, summarized and known under the term “Energiewende” (New Energy Policy). Key elements of this policy change are: ●

an end to the use of nuclear energy by 2022;

●

a steadily increasing share of decentralized electricity generation from

renewable energy sources, up to 35 percent by 2020; ●

ambitious targets to improve energy efficiency.

Due to the “Energiewende” and the general political support for municipal-

ities and smaller energy companies (the so-called “Stadtwerke”), large companies such as E.ON, RWE, Vattenfall and EnBW, are under huge pressure to avoid losing profit and market share to their smaller competitors. The consequences are significant cost-reduction programs, enhancing investments into cleaner technologies and increasing internationalization. By taking aggressive actions, German companies are looking for new growth potential and opportunities to secure energy supply in the medium- to long-term.

Besides coal, lignite and limited gas resources, Germany is dependent on external energy supplies. Currently, more than 70 percent of Germany’s energy demand is met by imports. Although energy consumption has been slightly decreasing of late, the energy dependency of Germany is going to increase in the future. In collaboration with the EU, German politicians aim to become less dependent on imports in the long run by increasing the share of renewables and reducing the total energy demand.

In order to meet the political goals, a fundamental transition of the German energy system is required: ●

New transmission lines have to be built to transport electricity gener-

ated in the North Sea or the Baltic Sea to the southern part of Germany where most nuclear power stations will be shut down and where most of the country’s manufacturing facilities are located. ●

Decentralized generation capacities should be integrated into the dis-

tribution networks and establishing a much more flexible power plant fleet to meet the fluctuating demand. ●

New gas-fired power plants should be built to back-up the increasing

share of intermittent renewable energy sources like onshore and offshore wind and solar photovoltaic. ●

New gas transport lines or LNG stations have to be built to meet the

increasing demand for gas.

Helmut Edelmann, Director, Global Power & Utilities Center, Ernst & Young

ском рынке, на наш взгляд, ведут к тому, что газ в самое ближайшее время может изменить правила игры на электроэнергетическом европейском рынке». Видимо, и на этот раз E.ON проявил себя жестким переговорщиком, и, через день после встречи с главой E.ON, Алексей Миллер встретился с главой RWE Юргеном Гроссманом, а уже через неделю эти компании подписали меморандум о взаимопонимании, касающийся стратегического партнерства компаний в сфере производства электроэнергии в Европе. «Газпром» и RWE изучат возможность создания совместного предприятия, в которое войдут существующие или новые электростанции, работающие на природном газе и угле, в Германии, Великобритании и странах Бенилюкса.

АЭС закрываются, что дальше?

Примечательно, что обе немецкие компании из-за решения о закрытии АЭС во II квартале 2011 года впервые получили убыток вместо чистой прибыли. Убыток RWE составил 230 млн евро против прибыли в 1,6 млрд евро в I квартале. E.ON – получил отрицательный результат по прибыли в 380 млн евро. Однако RWE решила выходить из ситуации, увеличивая продажу активов с 8 до 11 млрд евро, причем кроме электростанций, еще и оператора чешских магистральных газопроводов, который также строит газопровод-отвод от «Северного потока» – компанию Net4Gas. E.ON пошел на более непопулярные меры, приняв решение сократить рабочие места на 9-11 тыс. человек в рамках программы по контролю затрат, а также снизить дивидендные выплаты и капзатраты. Одним из подразделений, которое может быть закрыто, возможно, станет E.ON Ruhrgas, из-за убытков, появляющихся в результате перепродажи газа. Профессор Немецкого института экономических исследований (DIW) в Берлине Клаудиа Кемферт отмечает, что «E.ON несет серьезные потери из-за высоких цен на газ». «К сожалению, компании не удалось добиться от российского партнера отмены привязки цен на газ к ценам на нефть. Поэтому газовый бизнес E.ON может просто оказаться убыточным. Разумеется, E.ON сложно продавать газ по высоким ценам конечному потребителю и конкурировать с другими поставщиками», – добавила она. У «Газпрома» на этот счет другое мнение – он считает, что маржа европейских посредников по закупкам газа слишком высока.

SOURCE / ИСТОЧНИК: RWE

to rebid may be used by either parties only once in three years. “It seems to us, that E.ON presumes, that terms and conditions have turned essentially,” one Gazprom Export employee said. Without coming to any agreement on either prices or Gazprom’s participation in the European energy sector, E.ON initiated the arbitration procedure. Meanwhile, the arbitration procedure with RWE’s rebid has been under way since the beginning of 2011.

E.ON and other European companies have not been satisfied with gas prices. Gazprom

● RWE employee checks gas usage recorded on a

meter. ● Сотрудник RWE проверяет расход газа по

счетчику.

18

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2011

took this as an argument to obtain energetic assets in Europe. “We are ready to invest into the construction of new gas facilities in Europe and we are ready to buy shares in existing plants and take into consideration the possibility of signing direct contracts on gas delivery to these consumers.

Thus we are ready to negotiate gas price policy adjustment as part of the deal, however, in this case our profit will shift from the gas sector to the power sector,” said Miller in the end of July.

“If one is speaking about Gazprom’s plans and intentions, the German power industry is one of our priorities and we are very serious,” he stressed. He also added that “the latest developments on the global and European energy markets are leading to a situation in which the role of gas may significantly change the rules of the game in the near future, at least for Europe.”

Apparently, E.ON again negotiated firmly – the day after meeting with the president of E.ON, Alexei Miller met RWE’s Jurgen Grossmann, and within a week, the two companies had signed a Memorandum of Understanding on a strategic partnership on energy production in Europe. Gazprom and RWE will consider the possibility of setting up a joint venture, incorporating existing and new power plants operating on natural gas and coal in Germany, United Kingdom and in the Benelux countries.

Nuclear Power Stations Closed, What’s Next?

It is hardly a coincidence that once the decision to shut down nuclear power stations in the second quarter of 2011 was made, both German companies finished with losses instead of net profits. RWE’s losses totalled 230 million Euro, compared to a profit of 1.6 billion Euros in the first quarter.

E.ON got negative results of 380 million Euros. RWE decided to deal with the situation by increasing asset sales from 8 to 11 billion Euros, adding up to power plants the Czech Republic’s main gas lines operator, company Net4Gas, which builds a gas pipeline branch from Nord Stream.

E.ON took rather unpopular measures. The company decided to make 9,000-11,000 workers redundant under a cost control program as well as to cut down dividend payouts and capital costs. E.ON’s subsidiary Ruhrgas might be among the subdivisions closed due to losses the company suffers as a result of gas resales.

“E.ON is suffering some serious losses because of high gas prices,” Claudia Kemfert, Professor of German Institute for Economic Research (DIW) in Berlin says, “Unfortunately, the company was unable to cancel Gazprom’s pegging gas prices to oil prices. That is why E.ON’s gas business may simply be unprofitable. It’s clear that it is hard for E.ON to sell the gas at high prices to end-users and be competitive with other suppliers”, she added.

Gazprom has a different viewpoint. The company is confident that the margin of European gas trade mediators is too high.

RWE is one of the leading German companies in energy and natural gas production and sale. In 2010, the company sold approximately 38.4 billion cubic meters of gas. RWE’s Czech subsidiary Transgas purchases around 8-9 billion cubic meters of gas from Gazprom every year. RWE is the fifth company in Europe in term of amount of energy production (and No. 1 in Germany) with a total capacity of 52.2 GW. 29 percent of energy is generated from hard coal, 22 percent from gas, 21 percent from lignite coal, 12 percent from nuclear power and 6 percent comes from renewable energy sources. The bulk of this capacity (65 percent) is consumed by Germany, 23 percent by the United Kingdom while Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЫНКИ

Энергетический рынок Германии 30 июня немецкий парламент принял несколько новых законов в отношении энергетического рынка Германии, которые были сведены в единый документ, получивший название Energiewende («Новый энергетический курс»). Ключевыми элементами новой политики являются следующие: ● отказ от использования ядерной энергии к 2022 году; ● постепенное наращивание объемов децентрализованного производства электроэнергии с использованием возобновляемых источников энергии – до 35% к 2020 году; ● реализация масштабных планов по повышению энергоэффективности. Принятие «Нового энергетического курса» и общая политическая поддержка муниципалитетов и менее крупных энергетический предприятий (так называемых Stadtwerke) привели к тому, что крупные энергетические предприятия, такие как E.ON, RWE, Vattenfall и EnBW, вынуждены вести жесткую борьбу с более мелкими конкурентами в попытке не упустить прибыль и сохранить долю рынка. Эти процессы привели к разработке программ, направленных на значительное сокращение затрат, увеличение объемов инвестиций в более экологически чистые технологии и активизацию усилий по интернационализации бизнеса. Немецкие энергетические компании проводят агрессивную политику и занимаются поиском новых источников роста и возможностей для обеспечения надежных энергопоставок в среднесрочной и долгосрочной перспективе. Располагая несколько ограниченной сырьевой базой (уголь, лигнит и довольно скромные запасы природного газа), Германия испытывает зависимость от поставок энергоресурсов из-за рубежа. В настоящее время более 70% потребностей Германии в энергоресурсах удовлетворяется за счет импорта. Хотя объемы энергопотребления в последнее время несколько снизились, энергетическая зависимость Германии в будущем только возрастет. Немецкие политики, вместе со своими коллегами из Евросоюза, стремятся снизить степень зависимости от импорта в долгосрочной перспективе за счет увеличения доли возобновляемых источников энергии и сокращения совокупного спроса на энергоресурсы. Для достижения политических целей требуется коренная трансформация энергетической системы страны: ● строительство новых линий электропередач для поставки электроэнергии, вырабатываемой в Северном и Балтийском морях, в южные регионы Германии, где будет закрыто большинство ядерных электростанций и где сконцентрирована основная производственная база страны; ● интеграция децентрализованных генерирующих мощностей в распределительные сети и создание более гибкой системы электростанций для удовлетворения потребностей потребителей с учетом колебаний спроса; ● строительство новых газовых электростанций, обеспечивающих бесперебойность энергопоставок в условиях возрастающей роли зависимых от погодных условий возобновляемых источников энергии – речь идет о генерируемых на суше и на море ветряной и солнечной энергии, в том числе с использованием фотоэлектрических технологий; ● строительство новых газопроводов или станций СПГ для удовлетворения растущего спроса на газ. Хельмут Эдельманн, директор, международный центр «Эрнст энд Янг» по оказанию услуг компаниям ТЭК и электроэнергетики

RWE – одна из ведущих немецких компаний в сфере производства и продаж электроэнергии и природного газа. В 2010 году компания продала около 38,4 млрд м3 газа. Чешская «дочка» RWE Transgas закупает у «Газпрома» порядка 8-9 млрд м3 в год. RWE является пятой по объему производства электроэнергии компанией в Европе (№1 в Германии) с установленной мощностью в 52,2 ГВт. Из них 29% электроэнергии генерируется на каменном угле, 22% – на газе, 21% – на буром угле, 12% занимает атомная энергетика и 6% – возобновляемые

19

#9 September 2011

POWER MARKETS

Для финансирования необходимых инвестиций немецким энергетическим компаниям потребуются большие объемы средств. Им также необходимы надежные партнеры для поставок газа из-за рубежа на основе стабильных долгосрочных и, к тому же, выгодных газовых контрактов. Перспектива объединения этих двух задач в одну – финансирование инвестиций посредством заключения долгосрочных контрактов на поставку газа – может заинтересовать как немецкие энергетические компании, так и «Газпром». Виктор Бородин, партнер, «Эрнст энд Янг»

the Netherlands and Belgium consumer less (6 percent). In 2010, RWE produced 225.3 billion kWh of electric power.

By the middle of 2014, RWE plans to bring 12 GW of additional power stations on line. Implementation of this program began in 2006 and overall investments have so far amounted to 12.1 billion Euros.

What if We Add Some More Gas?

Commenting on RWE’s decision to cooperate with Gazprom, Alexander Rar, the Director of the German Council on Foreign Relations, said that that German chancellor Angela Merkel was rather half-hearted about the idea of building a third line on the “Nord Stream” pipeline when she met Russian President Dmitry Medvedev during their last summit, but “economics seems to have a better idea of challenges being confronted,” Rar said. At the summit held in mid-July, Merkel declared that the closed capacities of nuclear energy would be compensated not only with gas, but also by doubling the use of renewable energy sources and increasing energy efficiency. Still, Rar adds that until Germany reaches an economical and technical breakthrough in the field of renewable energy sources, the country will have to buy more gas. According to preliminary calculations, Germany would have to increase the volume of gas it imports by 20-30 percent (today Germany imports 100 billion cubic meters of gas a year).

According to Rar, the turn of Germany’s energy policy towards Russia that is obvious after several years of tension will take a toll. First of all, it may place demands on Ukraine which is afraid of losing its strategic position as a gas transit nation. But Ukraine has so far been unable to come to terms on modernization its gas transmission system with either Russia or the EU. In fact, this is one of the main reasons Russia has been building bypass gas-lines.

The Nabucco pipeline, an alternative gas delivery route from

● RWE has three months to get the most

out of its partnership with Gazprom. ● У RWE есть три месяца на то, чтобы

добиться от «Газпрома» наиболее выгодных для себя условий.

20

источники энергии. Основной объем мощностей (65%) приходится на Германию, Великобританию – 23% и Голландию/ Бельгию – 6%. В 2010 году RWE произвела 225,3 млрд кВт ч электроэнергии. К середине 2014 года RWE планирует ввести 12 ГВт дополнительной мощности. Реализация программы началась в 2006 году, общий объем инвестиций – 12,1 млрд евро.

Если добавить газу

Директор Центра им. Бертольда Бейца при Германском совете по внешней политике Александр Рар, комментируя решение RWE сотрудничать с «Газпромом», отметил, что, если канцлер Германии Ангела Меркель восприняла предложение «Газпрома» о строительстве третьей нитки газопровода «Северный поток» на последней встрече на высшем уровне с президентом РФ Дмитрием Медведевым, без особого энтузиазма, «видимо, экономика лучше понимает стоящие перед ней вызовы». Там, во второй половине июля, Ангела Меркель заявила, что выбывшие мощности ядерной энергетики Германия намерена покрывать не только за счет газа, но и за счет удвоения использования возобновляемых источников энергии, а также с учетом повышения энергоэффективности. Однако Александр Рар отмечает, что пока Германия не достигла настоящего технологического и экономического прорыва на возобновляемых источниках энергии, ей потребуется закупать больше газа. Согласно предварительным расчетам, Германии нужно будет увеличить объем импорта газа на 20-30% (сейчас Германия импортирует почти 100 млрд м3 газа в год). По словам Александра Рара, разворот в энергетической политике Германии в сторону России, наметившийся, судя по всему, после нескольких лет определенной настороженности, требует некоторых жертв. Первой должна стать Украина, которая опасается потерять свое стратегическое значение транзитера российского газа в Европу. Однако Украина не может договориться о модернизации своей газотранспортной системы ни с Россией, ни с ЕС, поэтому возникают обходные газопроводы. Второй жертвой, отметил эксперт, станет лоббируемый ЕС газопровод Nabucco – маршрут доставки газа из каспийского региона в обход России. Одним из основных инвесторов и зачинателей проекта Nabucco является как раз RWE, и, по мнению Александра Рара, «Газпром» воспользуется сотрудничеством с немецкой компанией, чтобы помешать осуществлению проекта Nabucco – одного из главных конкурентов по наращиванию собственных поставок газа в Европу, поскольку в отличие от Nabucco, у которого нет еще подтверждения ресурсной базы ни со стороны Азербайджана, ни со стороны Туркмении, «Южный поток» имеет и ресурсную базу, и средства, и политическую волю.

SOURCE / ИСТОЧНИК: RWE

Энергетический рынок Германии

Настороженное отношение сохраняется У RWE есть три месяца на то, чтобы «выжать» из «Газпрома» максимум условий для себя как по цене поставок газа, так и по защите от дальнейших убытOil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2011

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЫНКИ

the Caspian region bypassing Russia that is heavily lobbied by the EU, will be another victim. RWE is one of the biggest investors and initiators in the Nabucco project and Rar believes Gazprom will use its cooperation with RWE to stymie the project as it is a major competitor to Gazprom’s plans to increase its own gas supplies to Europe. Comparable to Nabucco (though Nabucco lacks the confirmation of a resource base from either Azerbaijan or Turkmenistan), the South Stream project has the resource base along with facilities and political will.

Cautious Attitude Remains

RWE has three months to get the most out of its partnership with Gazprom in terms of gas supply prices as well as to secure the company from further losses. Gazprom has granted the company exclusive rights for three months to handle negotiations on energy sector projects in Germany, United Kingdom and Benelux countries.

Another proof of Gazprom’s serious intentions on European energy market is its attempt to acquire 50 percent of shares in the Central European Gas Hub (CTGH), the Austrian gas trading platform. But the European Commission barred this attempt by the Russian company. “They proposed unacceptable conditions to us. They asked us to give our eyeteeth to enter that hub,” Gazprom Export director Alexander Medvedev said. He explained that the possible reason for this decision was Europeans’ fear that Gazprom would use gas as a gear to further economically enslave Europe.

It is highly possible that the same problems may appear with the joint venture between Gazprom and RWE. The European antitrust regulator already announced that if this venture moves forward, it will be reviewed very carefully.

German Energy Market To fund all the required investments, German energy companies need a lot of money. They also need reliable partners to deliver gas from abroad based on stable longterm, but nevertheless competitive, gas supply contracts.

A combination of both – financing the investments via longterm gas supply contracts – could be an interesting idea for German utilities as well as Gazprom.

Victor Borodin, Partner, Ernst & Young

ков – «Газпром» предоставил компании эксклюзивные права сроком на три месяца на ведение переговоров о реализации проектов в сфере энергетики в Германии, Великобритании и странах Бенилюкса. Серьезность намерений «Газпрома» в отношении европейского рынка электроэнергетики подтверждается и попыткой приобрести 50%-ю долю в австрийской площадке по торговле природным газом Central European Gas Hub (CTGH). Однако Европейская комиссия отказала российскому концерну. «Они предложили неприемлемые для нас условия участия. Потребовали отдать и голову, и ноги, чтобы войти в этот хаб», – пояснил глава «Газпром экспорта» Александр Медведев. В качестве причины он назвал все тот же страх европейцев перед тем, что «Газпром» использует газ в качестве «орудия порабощения» Европы. Не исключено, что и с совместным предприятием RWE у «Газпрома» возникнут аналогичные проблемы – европейский антимонопольный антирегулятор уже заявил, что это сотрудничество, если состоится, будет очень тщательно изучаться.

Новое поколение буровых станков серии «STALINGRAD» «Волгоградский завод буровой техники»

Адрес: Россия, 400075, г. Волгоград, шоссе Авиаторов, 16

(«ВЗБТ»)

Телефон: (8442) 53-02-20, 53-04-40 Факс: (8442) 35-85-11, 53-02-01 E-mail: info@vzbt.ru Сайт: www.vzbt.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

21

NANOTECHNOLOGY

Through the Looking Glass

The Study of Оbjects and Events at the Nanoscale Improves Oil Recovery Efficiency

Пристальный взгляд

Изучение объектов и явлений на наноуровне повышает эффективность нефтеизвлечения Alexander Khavkin Based on materials from presentation on the ENERKON-2011 conference

O

ver the past decades, the economic performance of many developed states has been governed by the net cost of oil and gas production and the volume of cost-efficient production reserves. Many states, fearing to face shortage of fossil fuels, switch to alternative energy such as bio-, wind power generation, etc., create electric cars.

However, the nanotechnology revolution in the oil and gas production (consideration of movement properties of nanoscale objects; nanoscale phenomena in oil and gas reservoirs) brings qualitative changes to technology solutions, leading to the belief that regulation of nanoscale characteristics of oil and gas deposits will lead to highly efficient, cheaper production.

Macro-problems Solved at the Nanoscale

Oil and gas nanotechnologies (NT) are the technology solutions that by using nano-materials and regulating nanoevents in oil and gas segment can increase energy efficiency and lower the costs. The NT investments in oil and gas would ensure fastest and biggest financial returns compared to many other areas of investment, largely contributing to solving the problems looming over the global economy.

Physics and chemistry experts qualify as NT such important upstream technologies as control of wettability, interfacial mass transfer and the state of ultrafine systems (clays, liquid films on the surface, micellar solutions). Nanometer scale (0.1100 nm) displays unusual properties of liquids, for example, a sharp spike of viscosity near the walls of nano-capillaries, the change of thermodynamic parameters of the liquid. Thus, surface charges are being formed at the nano-pores interface – electrified surfaces with a characteristic charge distribution known as electrical double layer. This layer can completely block the width of the nano-pores, leading to a significant change of liquid movement properties there.

Finding Solutions for Close-grained Collectors, Improving Well Construction Apart from reducing the cost of oil production from already running projects, the NT will provide options to develop tight oil reservoirs which currently have no cost-

Александр Хавкин По материалам доклада на конференции ЭНЕРКОН 2011

С

ебестоимость добычи нефти и газа и количество рентабельно извлекаемых их запасов в последние десятилетия определяет экономические показатели многих развитых стран. Многие государства, боясь оказаться перед лицом нехватки углеводородного топлива, переходят на альтернативные виды энергетики – био-, ветроэнергетику и др., создают электромобили. Вместе с тем, нанотехнологическая революция в нефтегазодобыче (учет особенностей движения наноразмерных объектов и проявления наноразмерных явлений в нефтегазовых пластах), качественно меняя технологические решения, привела к уверенности, что регулирование наноразмерных свойств нефтегазовых пластов позволит добиться высокоэффективного нефтегазоизвлечения и снижения ее себестоимости.

Макропроблемы решаемы на наноуровне

Нефтегазовыми натотехнологиями (НТ) являются те технологические решения, которые, за счет использования наноматериалов и регулирования наноявлений, позволяют увеличить энергоэффективность и снизить затраты в нефтегазовом комплексе. Вложения в НТ добычи нефти и газа способны обеспечить быстрейшую и максимальнейшую финансовую отдачу в сравнении со многими другими направлениями вложений средств и позволят, в значительной степени, выполнить стоящие перед мировой экономикой задачи. Специалисты по физико-химии относят к НТ такие очень важные для нефтегазодобычи технологии, как регулирования смачиваемости, межфазного массообмена и состояния ультрадисперсных систем (глин, пленок жидкости на поверхности, мицеллярных растворов). В нанометровом масштабе (0,1-100 нм) проявляются нетипичные свойства жидкостей, например, резкое увеличение вязкости возле стенок нанокапилляров, изменение термодинамических параметров жидкости. Так, в нанопорах на границе раздела фаз образуются поверхностные заряды, наэлектризованные поверхности с характерным распределением заряда, известным как электрический двойной слой. Он может полностью перекрыть ширину нанопоры, что ведет к существенному изменению особенностей движения жидкости в нанопорах.

Alexander Yakovlevich Khavkin, Head Scientist IPNG RAN, Ph.D., Holder of UNESCO award “For contribution to the development of nanoscience nanotechnology” Александр Яковлевич Хавкин, гл. н.с. ИПНГ РАН, д.т.н., лауреат медали ЮНЕСКО «За вклад в развитие нанонауки нанотехнологий».

22

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2011

НАНОТЕХНОЛОГИИ PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

effective production technoloНайти подход к плотным gies. Nano-collector examples коллекторам, облегчить (average pore radius is less строительство скважин than 100 nm) include solid rocks of Bazhenov Formation Кроме снижения себестоимости in Western Siberia, coal and добычи нефти из уже разрабатываемых shale formations, granites, funзалежей, НТ позволят ввести в разработку damental rock in many counзалежи нефти с очень плотными коллекtries around the world. Nanoторами, для которых в настоящее время collectors hold huge quantities не существует рентабельных технологий of hydrocarbons. разработки. Примерами наноколлекторов Many microbial technolo(средний радиус пор менее 100 нм) являgies for enhanced oil recovery ются плотные породы баженовской свиты are based on controlling the Западной Сибири, угольные и сланцевые molecular structure of underпласты, граниты, породы фундамента во ground fluids. For example, многих странах мира. Количество углевоaerobic hydrocarbon-oxidizing дородов в наноколлекторах огромно. bacteria speed up the paraffin Управление молекулярной структуmolecules. рой подземных флюидов лежит в основе Particularly high amounts ряда микробиологических технологий are spent on wells construcувеличения нефтеотдачи. Так, аэробные tion. Leakage of cement sheath углеводородокисляющие бактерии переleads to premature access of водят в подвижное состояние молекулы the bottom water into the proпарафиновых углеводородов нефти. duction, gas-water-oil crossОсобенно большие затраты уходят flow, pollution of fresh water ● Alexander Khavkin introduces wide range of nanoна строительство скважин. Нарушение horizons, etc. The NT improves technology applications in oil and gas industry. герметичности цементного кольца приthe properties of cement stone. ● Александр Хавкин уверен в широких водит к преждевременному попаданию Its density grows 5 percent, the возможностях нанотехнологий для «нефтянки». в продукцию скважин подошвенных вод, tensile strength – by 2.3 times, газо-водо-нефтеперетокам, загрязнению which determines the stability горизонтов с пресной водой и т.п. НТ of the cement at the perforation, fracturing, pipe deforma- улучшают свойства цементного камня. Его плотность увелиtion. Advantages of nano-concrete conditioned on the spe- чивается на 5%, прочность на разрыв – в 2,3 раза, что опредеcific structure formed by self-organization of cement stone ляет стабильность цементного камня при перфорации, гидроat nanoscale levels. As a result, cement stone will form nano- разрыве, деформации колонн. Преимущества нанобетонов reinforcing structures. Proposed by the author combination of обусловлены особой структурой, формируемой вследствие magnetic treatment and nano-additives improves the quality самоорганизации цементного камня на наноуровне. В резульof nano-concrete by 2.5-3 times. тате, цементный камень будет образовывать наноарматуру. Предложенная автором комбинация магнитной обработки и добавки наноматериалов улучшает качество нанобетонов в NT Show Efficiency in Production, 2,5-3 раза.

Transportation Asphaltene, resin and paraffin sediments also mean higher oil production costs. Experiments show that the addition of the nano-powder to the bottomhole of a production well decreases the ARP growth by almost five times.

High water cut leads to significant costs of wind surge.

Water cut reduction is highly cost-effective: in the pilot NT project in Ural-Volga region, 15-20 percent reduction of water cut led to 1.5-1.7 times growth of oil production, or 500-10,000 tons of extra crude per treated well. At Urengoi gas field, this technology was applied at five prematurely flooded wells for sand ingress prevention. Technological effect amounted to 16 million cubic meters per well.

Nano-coating holds great promises for improving the efficiency of oil and gas industry, too: for surfaces hydrophobization, treatment of asbestos, cement, building brick and cladding materials, metal products for chemical resistance, water repellent anti-friction, and anti-wear properties.

Significant problems arise in the transportation of hydrocarbons. Heavy hydrocarbons sediments on the inner surface of pipes lead to the consequences that can be stopped by using anti-adhesive surfaces created with help of nano-materials.

Using nano-materials as outer coating for the pipelines would Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НТ демонстрируют полезность в добыче и транспортровке Отложения АСПО также приводят к увеличению затрат на добычу нефти. Эксперименты показали, что добавка нанопорошка на забое добывающей скважины уменьшает скорость роста АСПО почти в пять раз по сравнению с выпадением АСПО без добавки нанопорошка. Высокая обводненность продукции приводит к значительным затратам на подъем воды. Уменьшение обводненности весьма экономически эффективно: снижение обводненности при опытно-промышленных работах (ОПР) НТ в УралоПоволжье составляло 15-20%, увеличение дебитов по нефти – в 1,5-1,7 раз, технологический эффект составил 0,5-10 тыс. т дополнительно добытой нефти на одну обработанную скважину. На газовом месторождении (Уренгойском) эта НТ применялась на пяти скважинах для предотвращения пескопроявлений из-за преждевременного их обводнения. Технологический эффект составил 16 млн м3 на одну скважину. Широкие перспективы для повышения эффективности нефтегазового комплекса имеют нанопокрытия: для гидрофобизации поверхностей; для пропитки асбеста, цемента, строи-

23

#9 September 2011

NANOTECHNOLOGY

тельного кирпича и облицовочных материалов, металлических изделий с целью придания им химической стойкости, водоотталкивающих и антифрикционных, противоизносных свойств. Значительные проблемы возникают при транспортировке углеводородов. На внутренней поверхности трубопроводов образуются отложения тяжелых углеводородов с соответствующими последствиями, что можно исключить, создав антиадгезионные поверхности из наноматериалов. Внешнее покрытие трубопроводов наноматериалами обеспечивает их антикоррозионную стойкость, водоотталкивание, существенно увеличивая срок службы, уменьшая аварийность.

ORF 0,5 0,4 0,3 0,2 1

2

0,1

Помощь в повышении нефтеотдачи, в борьбе с коррозией

0,0 0

100

200

300

400

● Fig. 1. Dependencies of ORF on sizes of disperse particles in

R-particles filtering water with permeability: 0.05 µm2 (1), 0.1 µm2 (2). ● Рис. 1. Зависимости КИН от размеров дисперсных частиц

в фильтрующейся воде R-частиц при проницаемости 0,05 мкм2 (1), 0,1 мкм2 (2). ensure corrosion resistance and water repellency, significantly increasing their lifespan by reducing the fault rate.

Higher Oil Production Rate, Better Resistance to Corrosion The potential for regulating the properties of the injected water for better water flooding has been investigated using the author’s oil displacement model in terms of ion-exchange nano-events between the injected water and clay minerals.

The model has shown that injection of less-mineralized water to a homogeneous oil deposit increases oil recovery factor (in flushed zone) and the sweeping efficiency rate. In heterogeneous deposits, the result depends on the ratio of layers’ filtration parameters. Therefore the NT that regulate properties of clay minerals are very important for better efficiency of oil production.

One method to enhance oil recovery is to apply polymers as water thickening agents. However, growing water salinity leads to double-edged effect, reducing the viscosity of the polymer solution but increasing its sorption. Considering this, high salinity of formation water complicates the application of the method. To improve the efficiency of the process, experts proposed to regulate ion exchange within the layer by massive injection of fresh water. This NT was applied on a number of Russian fields. Technological effect reached 400-1,100 tons (590 tons on average) per ton of polymer injected into the reservoir.

Usage of polymer solutions in low-permeability reservoirs is restricted as high polymers clog the porous medium, preventing even the water movement. Experiments show that the choice of polymer systems with nanoscale instruments can increase by 0.2-0.25 oil recovery factor in low permeability reservoirs.

Studies have shown that addition of nanoparticles to the injected steam enhance its heat capacity, which improves the steam impact on heavy oil deposits.

The researchers note that about 80 percent of corrosive damage to wells, including casing and other equipment, are due to sulfate-reducing and other bacteria. So the regulation

24

На основе разработанной автором модели процесса вытеснения нефти с учетом ионообменных наноявлений между закачиваемой водой и глинистыми минералами были исследованы возможности регулирования свойств закачиваемой воды для повышения эффективности заводнения. Было показано, что в однородном нефтяном пласте закачка менее минерализованной, в сравнении с пластовой, воды ведет к увеличению как коэффициента вытеснения нефти из промытой водой зоны, так и коэффициента охвата пласта воздействием. В неоднородных пластах результат зависит от соотношения фильтрационных параметров пластов. Поэтому НТ, регулирующие свойства глинистых минералов имеют большое значение для повышения эффективности добычи нефти. Одним из методов повышения нефтеотдачи является применение полимеров в качестве загущающих воду агентов. Однако вязкость полимерного раствора уменьшается, а сорбция полимера увеличивается, с увеличением минерализации воды, что делает неоднозначной оценку эффективности полимерного воздействия на нефтяной пласт. Поэтому высокая минерализация пластовых вод осложняет применение метода. Для повышения эффективности процесса было предложено регулировать пластовый ионный обмен закачкой предоторочки пресной воды. Такая НТ была осуществлена в России на ряде месторождений. Технологический эффект составил

В, % 30 25 20

1

15

2

10 5 0 0

5

10

15

20

ТТ, сут у

● Fig. 2a. Water content in oil at inlet (1) and outlet (2) of the oil treat-

ment facility with a inhibiting membrane destruction unit (IMDU) subject to time Т. ● Рис. 2а. Доля воды в нефти на входе (1) и выходе (2) установки подготовки нефти с узлом разрушения бронирующих оболочек (УРБО) в зависимости от времени Т.

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2011

of biological structure of process water is also a form of the NT for boosting the efficiency of oil and gas development.

A huge economic impact can be achieved by using hydrodynamic nano-effects in water treatment processes for the destruction of emulsion restrictors – this ensures quality treatment of the products, also reducing by 1.5-2 times the specific consumption of demulsifier and 10-15 C the process temperature.

Gas Hydrates Transfer into Gas Easier

As gas resources in gas hydrate (GH) form tens of times higher than the already discovered reserves of hydrocarbons, the search of cost-effective engineering of gas hydrate reservoirs is one of the major routes of the global gas industry development. Nanoscale analysis of gas hydrate molecules allowed the author and co-workers to propose empirically confirmed proton mechanism of GH formation and decomposition and to develop a cost-effective nanotechnology for developing the GH deposits.

The “reverse” NT for transferring the gas into the GH form are interesting, too. It is interesting to consider gas transformation into gas hydrate state and trade in gas hydrate. Norwegian researchers, for example, developed a technology for natural gas conversion to gas hydrate; using this technology, companies can transport gas without pipelines, storing the product in ground storage facilities and at normal pressure. This direction is actively developed in Japan.

The use of nano-sized mechanism of GH formation and decomposition provides a new, energy-cutting, “reverse” NT for gas transformation into gas hydrate form for subsequent transportation.

Also, transformation into the hydrate form will utilize the flared associated and low-pressure gas – currently it is only a loss of high-value chemical and energy product leading to environmental pollution by combustion products. Also, gas transformation into hydrate form will utilize natural gas from coal seams.

A New Dimension

Research of nano-events develops so actively that it is impossible to predict all the new trends of NT usage. But even the current results highlight a range of new technologic trends in upstream and cost-cutting routes for downstream.

The NT may also help in developing new measurement methods. Tiny sensors can be placed on any equipment, including underground machinery. This would dramatically improve the quality and quantity of reservoir information.

The NT can be used to improve the drilling and formation product processing, thus reducing the rig weight and providing better equipment control, as well as lowering corrosion rate at high temperature and pressure. The NT will ensure better performance of field equipment and process fluids, though and monitoring of the global nanotechnology industry is required to optimize the use of the NT in the oil and gas sector.

Nanotechnologies Guarantee Safety

According to Shell, the oil and gas NT will maximize the value of existing assets, also providing an opportunity to develop new resources, creating conditions for integration of different technologies and business trends and improving oil recovery factor.

Notably, the environmental progress is based on technological advances. Thus, lower water cut reduces the volume of water injected (and then produced) with oil. Manipulation with the coal nano-pores can reduce the accident rate in the Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭКСПЕРТЫ В ОБЛАСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ Объявляем об открытии нашего нового московского представительства, созданного с целью улучшения обслуживания клиентов компании в России и СНГ

На протяжении 20 лет Lufkin поставляет оборудование мирового класса для механизированной добычи, автоматизации нефтепромыслов и сервиса в России и СНГ. Сегодня активность L Lufkin fki в СНГ значительно возросла. И Используя производство в Румынии и сервисную поддержку в Уфе и Оренбурге, московское представительство позиционирует Lufkin как компанию, поставляющую правильные решения в области механизированной добычи для своих клиентов в СНГ, в срок и надежно с первого раза.

Оборудование, Сервис и Поддержка: ■

■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

Автоматизация для станков-качалок, плунжерного лифта, винтовых насосов Контроллеры нагнетательных скважин Программное обеспечение автоматизации Станки-качалки Гидравлические насосные установки Оборудование плунжерного лифта Газлифт Оборудование для заканчивания скважин

Представительство в Москве: 4-й Лесной переулок, дом 4, офис 412 тел.: (495) 641-3763 e-mail: moscow@lufkin.com WWW.LUFKIN.RU

#9 September 2011

NANOTECHNOLOGY В, % 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0

1 2 3

300

35

40

45

50

55

Т °С 60 Т,

● Fig. 2b. Water content in oil at outlet subject to process tempera-

ture: 1 and 2 – with switched on inhibiting membrane destruction unit and demulsifying agent consumption of 75 g/t (1) and 35 g/t (2), 3 – with switched-off inhibiting membrane destruction unit and demulsifying agent consumption of 75 g/t. ● Рис. 2б. Доля воды в нефти на выходе в зависимости от температуры процесса: 1 и 2 – при включенном узле разрушения бронирующих оболочек и расходе деэмульгатора 75 г/т (1) и 35 г/т (2), 3 – при отключенном узле разрушения бронирующих оболочек и расходе деэмульгатора 75 г/т. coal industry. Stabilization of unstable deposits will reduce the accident rate in oil and gas industry. Sale of gas in gas hydrate state will circumvent the danger of explosion of household gas cylinders. Regulation of permafrost layers will reduce the boreholes accident rate in Russia’s North, while regulation of refining depth would reduce the volume of crude required for such refining. Improving the quality of well cementing will reduce the chance of spilling operating fluids into water horizons. Tremendous energy savings will provide more energy for improving the quality of life.

All in all, the nanotechnology revolution in oil and gas industry changes the views on the economic outlook for hydrocarbon economy, providing tools for adequate assessment of science investment routes and efficiency of investing in the development of new research on the oil and gas systems.

Bibliography Khavkin A. Ya. Nanotechnologies for Oil Recovery // SPE ATW Water Management, Moscow, Russia, 4-7 December 2006, 6c., Internet, HYPERLINK “http://Spelondon.spe.org/06amsc” http://Spelondon.spe.org/06amsc.

Khavkin A.Ya. Nanotechnologies of Oil and Gas Recovery // IEA, EOR-2007, Offshore EOR, Technology and Economy, 04-07 September 2007, Vedbaek, Denmark, F2, 9p.

Sorokin A. V., Khavkin A. Ya. On the Mechanism of Hydrate Formation / International Scientific Conference “Arctic Oil and Gas”, Moscow, 2006 // Moscow, Gubkin Oil and Gas RGU, 2007, p.227-236.

Khavkin A. Ya. Nano-events and Nanotechnology in Oil and Gas Production // Moscow, IIKI, 2010, 692p.

Khavkin A. Ya. Prospects of Oil and Gas Nanoindustry // Nanomaterials Yearbook – 2009, From Nanostructures, Nanomaterials and Nanotechnologies to Nanoindustry, Nova Science Publishers, Inc., N.Y., 2010, pp.125-143.

Proceedings of the 2nd SPE ATW on Nanotechnology for Upstream E&P // 13-16 June 2010, Sharm el-Sheikh, Egypt.

Kapusta S. Nanotechnologies in a Fuel and Energy Complex: Where, How and When? / / RusNanoTech9, 6 October, 2009.

26

400-1 100 т (в среднем 590 т) на одну тонну закачанного в пласт полимера. Ограничения применения полимерных растворов в низкопроницаемых коллекторах были связаны с тем, что высокомолекулярные полимеры забивали пористую среду, препятствуя даже последующему движению воды. Эксперименты показали, что выбор полимерных систем с размерами агрегатов в нанодиапазоне позволяет повысить КИН в низкопроницаемых коллекторах на 0,2-0,25. Как показали исследования, добавки наночастиц к закачиваемому пару позволяют повысить его теплоемкость, что повышает эффективность паротеплового воздействия на нефтяные пласты с высоковязкой нефтью. Исследователи отмечают, что около 80% коррозионных поражений эксплуатационных скважин, включая обсадные трубы и другое оборудование, связано с деятельностью сульфатвосстанавливающих и других бактерий. Поэтому регулирование биологического состава используемых для добычи нефти и газа вод является одной из разновидностей НТ повышения эффективности разработки нефтегазовых месторождений. В процессах водонефтеподготовки использование гидродинамических наноэффектов для разрушения бронирующих оболочек в эмульсиях позволяет обеспечить качественную подготовку продукции при снижении удельного расхода деэмульгатора в 1,5-2 раза и температуры процесса на 10-15 °С, что несет в себе огромный экономический эффект.

Газогидрат без затрат попутного газа

Одним из важнейших направлений развития мировой газовой промышленности является поиск рентабельной технологии разработки залежей газогидратов, поскольку ресурсы газа в газогидратной (ГГ) форме в десятки раз превышают уже открытые запасы углеводородов. Анализ структуры молекул газогидрата на наноуровне позволил автору с сотрудниками предложить протонный механизм его образования и разрушения, что было подтверждено экспериментально, и была обоснована рентабельная нанотехнология разработки залежей ГГ. Интересны «обратные» НТ перевода газа в ГГ форму. Так, значительный интерес представляет перевод газа в газогидратное состояние и торговли им в таком виде. Норвежские исследователи, например, разработали технологию преобразования природного газа в газогидрат, позволяющую транспортировать его без использования трубопроводов и хранить в наземных хранилищах при нормальном давлении. Активно развивается это направление и в Японии. Применение наноразмерного механизма образования и разложения ГГ позволило предложить новую снижающую энергозатраты «обратную» НТ перевода газа в газогидратную форму для его последующей транспортировки в газогидратном состоянии. Кроме того, перевод газа в газогидратную форму позволит утилизировать попутный и низконапорный газ, которые в больших объемах сжигают на факеле, теряя высокоценный химический и энергетический продукт и загрязняя окружающую среду продуктами сгорания. Также перевод газа в газогидратную форму позволит утилизировать газ из угольных пластов.

Новое измерение

Исследование наноявлений так активно развивается, что предсказать все новые направления применения НТ невозможно. Но даже те результаты, которые известны уже сегодня, говорят о ряде новых направлений в технологиях разработки нефтегазовых месторождений и удешевлении затрат на доведение углеводородов до товарной продукции.

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2011

НТ могут также помочь в разработке новых методов измерений. Крошечные по размерам датчики можно разместить на любом оборудовании, в том числе и подземном. Тем самым можно резко повысить количество и качество информации о продуктивном пласте. НТ могут использоваться, чтобы улучшить процесс бурения и разделения нефти и газа в пласте, для снижения веса буровых платформ и контроля за работой оборудования, уменьшения коррозии при высоких давлениях и температурах. НТ позволят улучшить эксплуатационные характеристики промыслового оборудования и технологических жидкостей, а для оптимизации использования НТ в нефтегазовом комплексе необходим мониторинг разработок в области мировой наноиндустрии.

Нанотехнологии гарантируют безопасность

По мнению работников компании Shell, нефтегазовые НТ позволят максимально увеличить ценности существующих активов, обеспечить возможность разработки новых ресурсов, создать условия для интеграции различных технологий и направлений бизнеса, повысить КИН. Отметим, что экологические достижения основаны на технологических успехах. Так, снижение обводненности нефти уменьшает количество закачиваемой и добываемой с нефтью воды. Воздействие на нанопоры угля способно снизить аварийность шахтной добычи угля. Стабилизация неустойчивых коллекторов уменьшит аварийность при добыче нефти и газа. Продажа газа в газогидратном состоянии позволит избежать опасности бытовых взрывов газовых баллонов. Регулирование состояния многолетнемерзлых пород уменьшит аварийность скважин на Севере, а регулирование глубины переработки нефти снизит необходимый объем перерабатываемой нефти. Повышение качества цементирования скважин скажется на снижении вероятности попадания рабочих жидкостей в водоносные горизонты. Колоссальная экономия электроэнергии позволит направить ее на улучшение качества жизни людей. Таким образом, нанотехнологическая революция в нефтегазовой отрасли изменяет представления об экономических перспективах углеводородной экономики и позволяет адекватно оценить направления и эффективность вложения средств в развитие новых знаний о нефтегазовых системах.

Литература Khavkin A.Ya. Nanotechnologies for Oil Recovery // SPE ATW Water Management, Moscow, Russia, 4-7 December 2006, 6c., Интернет, http://Spelondon.spe. org/06amsc.

Khavkin A.Ya. Nanotechnologies of Oil&Gas Recovery // IEA, EOR-2007, Offshore EOR, Technology and Economy, 04-07 September 2007, Vedbaek, Denmark, F2, 9 p. Сорокин А.В., Хавкин А.Я. О механизме гидратообразования / Международная научно-техническая конференция «Нефть, газ Арктики», М., 2006 // М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007, с. 227-236. Хавкин А.Я. Наноявления и нанотехнологии в добыче нефти и газа // М., ИИКИ, 2010, 692 с.

Khavkin A.Ya. Prospects of Oil&Gas Nanoindustry // Nanomaterials Yearbook – 2009, From Nanostructures, Nanomaterials and Nanotechnologies to Nanoindustry, Nova Science Publishers, Inc., N.Y., 2010, pp. 125-143. Материалы 2nd SPE ATW on Nanotechnology for Upstream E&P // 13-16 июня 2010 года, Шарм-эль-Шейх, Египет.

Kapusta S. Nanotechnologies in a Fuel and Energy Complex: Where, How and When? // RusNanoTech 9, 6 октября 2009 года. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭКОНОМЬТЕ ЭНЕРГИЮ И ОПТИМИЗИРУЙТЕ ДОБЫЧУ С КАЖДЫМ ХОДОМ Регенеративный VSD Lufkin Регенеративный VSD Lufkin не только оптимизирует добычу, но и повышает уровень оптимизации с каждым ходом плунжера. Регенеративный VSD Lufkin также является энергосберегающим. Он генерирует электричество, обеспечивая работу насоса и поступление дополнительной энергии в электросеть. Новые компоненты ■ ■ ■

Новая VSD технология Интегральное байпассирование инвертора Новая комплектация

Преимущества

■ ■

Низкогармонические искажения Исключает необходимость использования резисторов для динамического торможения Снижает потребление электричества Повышает надежность и увеличивает МРП

■

Контроллер системы ШГН LWM, интегрированный с VSD ■ Единый машинный интерфейс ■ Снижение эффекта «всплытия штанг» ■ Возможность использования совместно с ШГН или винтовым насосом ■ Одновременное обеспечение работы нескольких ПШГН ■ Защита редуктора ПШГН от избыточного крутящего момента ■ Изменение скорости при движении плунжера вверх и вниз Автоматический рестарт после сбоя/остановки

■ ■

Использует проверенные технологии ■

E-MAIL: MOSCOW@LUFKIN.COM WWW.LUFKIN.RU

OIL EXPORT

Crude and Oil Products Exports from Russia: Long-Term Trends and Higher Priority Destinations Экспорт нефти и нефтепродуктов из России: долгосрочные тенденции, приоритетные направления Andrei Korzhubayev, Leonty Eder, Irina Filimonova

Андрей Коржубаев, Леонтий Эдер, Ирина Филимонова

xports of crude oil and oil-products are the principal item of commodity shipments from Russia to international markets. Throughout its modern history, this country has been a major oil exporter, accounting for 12-14 percent of the international oil market. Against the

кспорт нефти и нефтепродуктов – основная статья товарных поставок из России на международные рынки. На протяжении всей современной истории наша страна выступает крупным экспортером, контролируя 12-14% мирового нефтяного рынка. В условиях стабилизации внутреннего потребления неттоэкспорт сырья и нефтепродуктов увеличивается за счет роста добычи (рис. 1). В результате роста международных цен и увеличения объемов поставок, за последние 10 лет экспортная выручка российских нефтяных компаний увеличилась почти в шесть раз, свыше 90% поступлений приходится на дальнее зарубежье (рис. 2). В структуре экспорта нефтепродуктов преобладают средние и тяжелые дистилляты – мазут и дизельное топливо, предназначенные для дальнейшей переработки в странах-реципиентах. Как следствие, средние цены корзины экспортируемых нефтепродуктов не превышают стоимости сырой нефти. За последние 10 лет одной из основных особенностей экспортной политики

E

Э

● Fig. 1 ● Рис. 1

About the Authors

Andrei Korzhubayev, Doctor of Science, Economics, Professor, Department Head at the Institute of Industrial Production Economics and Management at the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Head of Political Economics Department at Novosibirsk State University.

Irina Filimonova, Ph.D. in Economics, Associate Professor, Leading Research Associate at the Institute of Petroleum Geology and Geophysics at the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Deputy Head of Political Economics Department at Novosibirsk State University.

Leonty Eder, Ph.D. in Economics, Associate Professor, Sector Head at the Institute of Petroleum Geology and Geophysics at the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Head of the Economics and Management in the Energy Sector specialist research project at Novosibirsk State University.

Сведения об авторах

Коржубаев Андрей Геннадьевич, доктор экономических наук, профессор, заведующий отделом Института экономики и организации промышленного производства СО РАН, заведующий кафедрой политической экономии Новосибирского государственного университета. Филимонова Ирина Викторовна, кандидат экономических наук, доцент, ведущий научный сотрудник Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, заместитель заведующего кафедрой политической экономии Новосибирского государственного университета. Эдер Леонтий Викторович, кандидат экономических наук, доцент, заведующий сектором Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, руководитель специализации «Экономика и управление в энергетическом секторе» Новосибирского государственного университета.

28

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

ЭКСПОРТ НЕФТИ

● Fig. 2 ● Рис. 2

background of stable domestic consumption, the net exports of crude and oil products have shown a steady growing trend due to increased domestic production (Fig. 1).

Given the higher international oil prices and increases in shipment volumes over the past 10 years, Russian oil companies’ export earnings have grown nearly sixfold, with over 90 percent of revenue generated by deliveries to non-CIS countries (Fig. 2). The oil products export structure is mostly made up of the medium and heavy distillates – furnace oil and diesel oil, both mostly used for downstream processing in the receiving countries. This has led to a situation in which the average price of a basket of oil-product exports does not exceed the price of crude oil.

Over the past ten years, one of the distinctive features of Russia’s export policies in the field of crude and oil-product exports has been a reduction in the volume of transit shipments through its neighboring states. There has also been a considerable reduction in deliveries moving through sea terminals in the Baltic States and CIS countries and through the Druzhba gas pipeline. Export deliveries of liquid hydrocarbons have stopped completely through the ports of Ventspils (Latvia), Butinge (Lithuania), and Odessa (Ukraine) and through the Mazeikiai Refinery (Lithuania).

The volumes of transshipment via the Port of Yuzhny (Ukraine) dropped three-fold in 2010, while, in 2011, not a single shipment of Russian crude was made from that port.

Over the same period, a number of alternative export routes have been set up making it possible to eliminate transit primarily via CIS and East European countries, and to access the main financially reliable markets of Western Europe, North America, and the Asia-Pacific region directly (Table 1).

The long-term objective in diversifying energy product exports from Russia is to significantly increase deliveries to Asian and Pacific Rim markets, primarily to China. In the early 2000s, there was a steady build-up of oil shipments to the People’s Republic by railway. Since 2008, deliveries of liquid hydrocarbons (in the reverse mode, in the early stages of the operation) have been taking place using the ESPO pipeline and rail to the Port of Kozmino (Primorye Territory). Commercial pipeline deliveries of oil started to China in January 2011.

In this favorable market, the proceeds from crude exports have grown in the space of ten years – more than fivefold from $25 billion to $135 billion, with the oil product exports growing sevenfold from $10 billion to $70 billion. As a result, the share of earnings from export deliveries of crude oil and oil products, in Russia’s total export volume, grew from 35 percent in 2000 to 52 percent in 2010. It is this favorable foreign trade environment in the international oil market that acts as one of the prime factors

РФ в области поставок нефти и нефтепродуктов стало сокращение транзита через сопредельные государства. Значительно снизились поставки через морские терминалы стран Балтии и СНГ, а также по трубопроводу «Дружба». Были полностью прекращены поставки жидких углеводородов за рубеж через порты Вентспилс (Латвия), Бутинге (Литва), Одесса (Украина), а также на Мажейкский НПЗ (Литва). В 2010 году в три раза сократился объем перевалки через порт Южный (Украина), а в 2011 году поставки российской нефти через этот порт уже не осуществлялись. В этот же период был создан ряд альтернативных экспортных маршрутов, позволяющих исключить транзит, прежде всего, через страны СНГ и Восточной Европы и выйти напрямую на основные платежеспособные рынки Западной Европы, Северной Америки и АзиатскоТихоокеанского региона (АТР) (табл. 1). Долгосрочный процесс в направлении диверсификации экспорта энергоносителей из России – значительное увеличение поставок на рынки стран АТР, прежде всего, в Китай. В начале 2000-х годов происходило наращивание поставок нефти в КНР по железной дороге. С 2008 года поставки жидких углеводородов (на начальном этапе в реверсном режиме) организованы по нефтепроводу ВСТО и железной дороге в порт Козьмино (в Приморском крае), а с января 2011 года начаты коммерческие трубопроводные поставки нефти в Китай. В условиях благоприятной конъюнктуры доходы от реализации нефти на экспорт выросли за десятилетие более чем в пять раз – с $25 млрд до $135 млрд, нефтепро-

● Fig. 3 ● Рис. 3 Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

29

#7-8 July–August 2011

OIL PRODUCTION ● Table 1 ● Табл. 1 Russian Oil Exports Structure, 2009–2010 Структура экспорта российской нефти в 2009–2010 годах 2009

2010

Shipment Routes and Methods Направление, способ поставки

million tons / млн т

%

million tons / млн т

%

Non-CIS countries / Дальнее зарубежье

211,9

86,1

220,7

89,2

Deliveries by sea / Морские поставки

141,7

57,6

151,7

61,3

Via the Transneft system / По системе АК «Транснефть»

117,0

47,6

125,6

50,8

Primorsk (Leningrad Region) / Приморск (Ленинградская обл.)

70,2

28,5

70,0

28,3

Novorossiysk / Новороссийск

33,0

13,4

32,4

13,1

Port Yuzhny (Ukraine) / Южный (Украина)

9,5

3,9

3,1

1,3

Tuapse / Туапсе

4,2

1,7

4,8

1,9

Port Kozmino (Primorye Territory) / Козьмино (Приморский край)

0,1

0,0

15,3

6,2

Bypassing the Transneft system / Минуя систему АК «Транснефть»

24,7

10,0

26,1

10,6

De Castri / Де-Кастри

7,4

3,0

7,1

2,9

Korsakov / Корсаков

5,4

2,2

6,0

2,4

Varandei / Варандей

7,5

3,0

7,5

3,0

Vitino / Витино

2,5

1,0

2,5

1,0

Other / Прочие

1,9

0,8

3,0

1,2

Druzhba pipeline / Нефтепровод «Дружба»

53,3

21,7

53,2

21,5

Germany / Германия

19,1

7,8

17,9

7,2

Slovakia / Словакия

2,6

1,1

2,5

1,0

Czech Republic / Чехия

4,9

2,0

4,7

1,9

Hungary / Венгрия

6,4

2,6

6,4

2,6

Poland, including deliveries to Gdansk / Польша, в т.ч. поставки на Гданьск

20,3

8,3

21,7

8,8

ESPO Pipeline* / Нефтепровод ВСТО*

1,6

0,6

15,8

6,4

To Port Kozmino** / на Козьмино**

0,1

0,0

15,3

6,2

Other routes / другие направления

1,5

0,6

0,5

0,2

Railway / По железной дороге

9,7

3,9

9,5

3,8

CPC / КТК

4,0

1,6

3,6

1,5

Other (bypassing the Transneft system) / Прочие (минуя систему АК «Транснефть»)

1,8

0,7

2,2

0,9

Total via the Transneft System / Всего по системе АК «Транснефть»

185,4

75,4

192,4

77,8

FSU / Ближнее зарубежье

34,1

13,9

26,6

10,8

Belorussia (Belarus) / Белоруссия (Беларусь)

21,4

8,7

12,9

5,2

Kazakhstan / Казахстан

6,3

2,6

7,4

3,0

Ukraine / Украина

6,3

2,6

6,3

2,5

OVERALL TOTAL / ИТОГО

246,0

100,0

247,3

100,0

* including hybrid deliveries during the operation in the reverse mode / включая комбинированные поставки и период эксплуатации в реверсном режиме ** entered into the Port Kozmino balance-sheet / учтено в балансе Козьмино

in securing Russia’s high surplus balance of trade and in building its fast-growing foreign currency reserves (Fig. 3), in terms of which Russia today ranks the world’s number three, following China and Japan.

The Regional Exports Structure

Today, more than 80 percent (83 percent or 183 million tons, in 2010) of Russia’s crude oil exports is shipped to the Atlantic market, primarily, to Europe. At present, less

30

дуктов – в семь раз: с $10 млрд до $70 млрд. В результате доля выручки о поставок нефти и нефтепродуктов за рубеж в общем объеме экспорта РФ возросла с 35% в 2000 году до 52% в 2010 году. Именно благоприятная внешнеэкономическая конъюнктура на нефтяном рынке выступает одним из главных факторов обеспечения высокого положительного сальдо торгового баланса и роста международных резервов страны (рис. 3), по объему которых Россия в настоящее время занимает третье место в мире после Китая и Японии.

Oil&GasEURASIA

OIL PRODUCTION

#7-8 July–August 2011

than 20 percent (17 ● Table 2 Региональная percent or 38 million ● Табл. 2 структура экспорта tons) of its export Crude Oil Deliveries from Russia to the Main International Markets in 2010 / Поставки crude is shipped to В настоящее время нефти из России на основные мировые рынки в 2010 году the Pacific market, на Атлантический рынок, Shipment Routes / Направление поставок million tons / млн т % mainly, to China прежде всего, в Европу, The Atlantic Market / Атлантический рынок (Table 2). поставляется свыше 80% The Atlantic сырой нефти экспортируеEurope / Европа 170,4 77,2 market remains the мой из России (в 2010 году North America’s Atlantic Coast / 11,3 5,1 principal destination – 83% или 183 млн т). На Атлантическое побережье Северной Америки for Russian crude and Тихоокеанский рынок, в Middle East and Africa / oil-product exports. первую очередь, в Китай, 1,0 0,5 Ближний Восток и Африка Te c h n o l o g i c a l l y , пока поставляется менее Total / Всего 182,7 82,8 deliveries to that 20% (в 2010 году – 17% или market already have 38 млн т) (табл. 2).

The Pacific Market / Тихоокеанский рынок reached saturaВ настоящее время Asian Pacific Countries / АТР 35,7 16,2 tion point and have Атлантический рынок – North America’s Pacific Coast / stopped growing over основное направление 2,3 1,0 Тихоокеанское побережье Северной Америки the past few years. экспорта нефти и нефтеTotal / Всего 38,0 17,2 The demand for oil продуктов из России. in Europe, which Поставки на этот рынок OVERALL TOTAL / ИТОГО 220,7 100,0 accounts for nearly уже достигли уровня тех80 percent of Russia’s oil exports, has mostly remained нологического насыщения и в последние годы не увеличиstagnant, while at the same time decreasing in a number of ваются. Спрос на нефть в Европе, на долю которой прихоcountries, primarily, Germany, Great Britain, Italy, France, дится около 80% экспорта российской нефти, продолжает the Netherlands and Belgium. Russia faces its toughest стагнировать, а в ряде стран – Германии, Великобритании, competition from Middle East and North African suppli- Италии, Франции, Нидерландов, Бельгии и др. – снижается. ers shipping to Southern European markets, and from На рынке Южной Европы наиболее высока конкуренция Canadian, West African, and South American suppliers со стороны поставщиков из Ближнего Востока и Северной shipping to the U.S. Atlantic Coast. Russia’s prospects for Африки, а на Атлантическом побережье США – со стороны its own share of the Atlantic market will mostly be linked Канады, Западной Африки и Южной Америки. Перспективы to the continued decrease in production in the North Sea, России на Атлантическом рынке будут, в основном, свяsomething that should allow Russia to increase its deliver- заны с дальнейшим снижением добычи в Северном море, ies to Northern and Western Europe, primarily through что позволит увеличить поставки в Северную и Западную Rotterdam. Russia will also have to try and maintain its Европу, прежде всего, через Роттердам. Кроме того, необdirect pipeline shipments to refineries in Poland, Germany, ходимо поддерживать прямые нефтепроводные поставки Belorussia, the Czech Republic, Slovakia, and Hungary and на НПЗ Польши, Германии, Белоруссии, Чехии, Словакии, to continue its hybrid deliveries to Russian-controlled Венгрии, а также комбинированные поставки на заводы, refineries in Ukraine, Romania, Bulgaria, and Serbia. контролируемые российскими компаниями, на Украине, в Over the past several years, against the background of Румынии, Болгарии, Сербии. diversification of export routes and development of new В условиях диверсификации экспортных маршруoil and gas centers in Eastern Siberia and in the Far East, тов и формирования новых центров НГК в Восточной there has been an increase in the deliveries of crude oil and Сибири и на Дальнем Востоке, в последние годы происoil-products to the Pacific market, which is today the big- ходит увеличение поставок нефти и нефтепродуктов на gest and fastest growing market for energy products in the Тихоокеанский рынок – крупнейший и самый динамично world, combining the countries of the Asia-Pacific Region развивающийся рынок энергоносителей в мире, включая and the Pacific Coast of the Americas. Oil production in страны АТР и Тихоокеанское побережье Американского the region is showing a trend toward reduction, while the континента. Добыча нефти в регионе имеет тенденцию consumption and imports from other regions have been к сокращению, а потребление и импорт из других региоgrowing at a fast pace. While Russia’s main competitors on нов быстро возрастает. Основные конкуренты России на the Pacific market are, primarily, Middle East countries, the Тихоокеанском рынке – страны Ближнего Востока, расdistances over which their own shipments must travel are стояния поставок из которых в среднем в два-пять раз on average two to five times longer than the distances that превышают протяженность маршрутов из Западной и deliveries must travel from West or East Siberia. Moreover, Восточной Сибири и связаны с дополнительными трансthey involve additional transportation risks (including портными рисками (включая прохождение через Аденский passing through the Gulf of Aden, the Gulf of Oman and the и Оманский заливы, Баб-эль-Мандебский, Ормузский и Straits of Bab el-Mandeb, Hormuz, and Malacca). The main Малаккский проливы). Основные покупатели российской customers for Russian oil and oil-product exports to Pacific нефти и нефтепродуктов на Тихоокеанском направлеdestinations include China, Korea, Japan, the United States, нии – Китай, Корея, Япония, США, Таиланд, Сингапур. В Thailand, and Singapore. While China is likely to remain ближайшие десятилетия самым перспективным рынком the region’s most lucrative market in the coming decades, останется Китай, одновременно можно будет значительthere are some good prospects for considerably expand- но расширить экспорт в Корею, США, на Филиппины, ing exports to Korea, the U.S., Philippines, Thailand, and в Таиланд и Вьетнам, а также организовать поставки в Vietnam and for starting shipments to Indonesia. Индонезию.

32

Oil&GasEURASIA

Eyes to the Strong

Kazakhstan is Becoming More Attractive to Business Although Consumer Prices are Spiraling

Равнение на лидера

Казахстан становится привлекательнее для бизнеса на фоне существенного роста цен на товары

Aider Kurtmulayev

T

he improvement of national economies of Russia, Kazakhstan and Belarus by establishing a free trade zone similar to the EU has always been the main goal of the Customs Union, formed in August 2006 at the informal EurAsEC summit. In October the following year, the leaders of the three countries signed the Treaty forming a single customs territory, a Customs Union (CU), and Customs Union Commission, a single supra-national regulatory body.

Cancel Boundaries, Remove Barriers

The Customs Union introduced a common customs tariff (1 January 2010), as well as common customs territory and customs regulations. From 1 January 2012 the cosignatories will establish a single economic space, initiating free circulation of capital, services and labor. The already working EurAsEC Court will take on the authority to judge business complaints about the actions of institutions in the participating countries and the CU’s own bodies. Currently the sides are ratifying a package of CES agreements, which would result in a common market for services on top of a common market for goods. All companies of the member countries will find themselves on equal competitive ground. This means equality for industry and agriculture subsidies, as well as anti-monopoly regulation and the public procurement mechanism. The financial sector will get a new agreement on investments and on

34

ILLUSTRATION: GALINA ZHUK / ИЛЛЮСТРАЦИЯ: ГАЛИНА ЖУК

CUSTOMS UNION

Айдер Куртмулаев

Г

лавной целью создания Таможенного союза, решение о формировании которого приняли в августе 2006 года на неформальном саммите ЕврАзЭС, было улучшение состояния национальных экономик трех стран за счет создания зоны свободной торговли, подобной ЕС. Уже в октябре следующего года руководители России, Казахстана и Беларуси поставили свои подписи под Договором о создании единой таможенной территории и формировании Таможенного союза (ТС), создав единый наднациональный регулирующий орган – Комиссию Таможенного союза.

Отменить границы, снять барьеры

В Таможенном союзе введен единый таможенный тариф (1 января 2010 года), а также единая таможенная территория и единое таможенно-правовое регулирование. С 1 января 2012 будет создано единое экономическое пространство, что облегчит свободный оборот капитала, услуг и рабочей силы. Кроме того, уже действующему суду ЕврАзЭС будут переданы полномочия на право обжалования хозяйствующими субъектами действий различных структур стран-участниц ТС и его собственных органов. Сегодня идет ратификация пакета соглашений ЕЭП; как следствие, наряду с общим рынком товаров начнет действовать и общий рынок услуг. Все предприятия стран-участниц окажутся в равных унифицированных условиях. Речь идет о субсидиях в промышленности и сельском Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2011

sional journalist and an expert on Kazakhstan’s oil and gas sector. Kurtmulayev heads the Moscow representation office of the Asia advertising and news agency, which provides services for entering the Kazakh market (www.asiapress.ru). ● Айдер Куртмулаев – профессиональный журналист, эксперт по ТЭК Казахстана. Возглавляет московское представительство рекламноинформационного агентства «Азия», оказывающего услуги по выходу на рынок Казахстана (www.asiapress.ru). common financial markets that will involve the interstate CIS Bank and the Eurasian Development Bank.

On 1 July 2011 customs control of the CU member countries moved to the external borders (Russian observers will be present at Kazakhstan customs points). Talking about border control, for the time being Russia and Kazakhstan decided to retain their customs points as the two states need to harmonize their immigration and other national laws; for Russia and Belarus (as a Union State) this process is already over.

Almost all Kazakhstan problems on import duties for 400 products, or rather on their compliance to a common tariff, have been removed; questions remain on medicines and medical equipment – their routes will be monitored via certification and the so-called “post-audit”. Customs have to exchange information on each shipment of goods crossing the external borders of the Customs Union. The sides have also set up a Joint CU Board, which puts the heads of the three national customs under one roof.

Today the Customs Code includes over 1,000 references to national laws, which will be removed where possible; Russian law on customs regulations also needs a brush-over. All this is being done via different routes of communication with the business community; the work has already engulfed Russia’s Chamber of Commerce, “Delovaya Rossia” public organization, Russian Union of Industrialists and Entrepreneurs, public organization of small and medium business “OPORA Rossii”.

More Than Meets the Eye

But this is only the tip of the iceberg. The unseen part is a revolutionary process that includes some 165 million people spread over vast Eurasian territories. The changes concern more than 60 percent of the population of the former Soviet Union. The combined industrial potential of the Customs Union countries is about $600 billion, which is 85 percent of combined GDP of post-Soviet states and more than $2 trillion.

As there are millions of people involved, it comes as no surprise that there is a gap dividing “pros and cons” of the CU among the citizens of its member states. Although hard painstaking work has been done on syncing the documents – only 40 percent of customs import duties were the same “at the starting gate”, the rest had to be negotiated and conflict proved impossible to avoid.

In Belarus, the process of forming the CU coincided with the presidential elections and the ensuing economic and Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

● Aider Kurtmulayev is a profes-

ТАМОЖЕННЫЙ СОЮЗ хозяйстве, а также о работе антимонопольного регулирования и механизме государственных закупок. В финансовой сфере будет разработано соглашение по инвестициям и единым финансовым рынкам, касающееся межгосударственного банка СНГ и Евразийского банка развития. С 1 июля 2011 года таможенный контроль стран-участниц ТС переместился на внешние границы (на таможенных постах Казахстана будут присутствовать российские наблюдатели). Если говорить о пограничном контроле, то он пока останется на российско-казахстанской границе, поскольку двум государствам придется унифицировать свои миграционные и другие национальные законодательные акты. Для России и Беларуси в рамках Союзного государства этот процесс уже завершен. Сняты почти все проблемы Республики Казахстан по импортным пошлинам на 400 видов продукции, по их соответствию единому тарифу; остались вопросы по лекарствам и медоборудованию, контроль по их перемещению пока будет осуществляться в процессе сертификации и так называемого «постаудита». Таможенные службы должны обмениваться информацией о каждой партии товара, пересекающего внешние границы Таможенного союза. Кроме того, сформирована объединенная коллегия ТС, которая включает руководителей трех национальных таможен. На сегодняшний день в Таможенном кодексе прописано более 1 тыс. ссылок на национальные законы, которые будут, по мере возможности, устраняться; требуется доработка и российского закона о таможенном регулировании. При этом используются различные виды связи с бизнес-сообществом, к работе уже привлечены Торгово-промышленная палата РФ, Общероссийская общественная организация «Деловая Россия», Российский союз промышленников и предпринимателей, Общероссийская общественная организация малого и среднего предпринимательства «ОПОРА России».

Жизнь стала дороже

Но это лишь «верхушка айсберга». Что касается его «основания», оно представляет собой очередной революционный процесс, в который вовлечены около 165 млн человек и огромные территории евразийского пространства. Изменения коснулись более 60% населения бывшего Советского Союза. Совокупный индустриальный потенциал стран-участниц Таможенного Союза составляет около $600 млрд, а это 85% ВВП всего постсоветского пространства и свыше $2 трлн. Следует отметить, что мнения граждан трех стран о Таможенном союзе определенно разделись на «за» и «против», и это не удивительно, учитывая вовлеченность в процесс миллионов человек. И хотя при подготовке документов была проделана сложная кропотливая работа – «на старте» совпадали 40% ставок таможенных пошлин на импорт, остальные пришлось согласовывать – избежать конфликта интересов не удалось. В Беларуси процесс формирования Таможенного союза совпал с выборами президента и последовавшими экономическим и политическим кризисами. Интрига вступления страны в ТС содержала главный спорный вопрос – цены на энергоносители. Некоторые эксперты считают их «ахиллесовой пятой» энергоемкой белорусской экономики. Беларусь хотела бы получать нефть и газ в беспошлинном режиме, Россия выступила против, мотивируя это тем, что зачастую излишки топлива переправлялись за рубеж. Пока вопрос решен следующим образом: подсчитана квота жизненно важных ресурсов, которая не будет облагаться пошлиной, за ресурсы свыше квоты придется платить налог. Согласно условиям ТС, таможенные ставки всех стран-участниц были выровнены по российским,

35

#9 September 2011

CUSTOMS UNION political crises. The intrigue of the country’s accession to the CU centered on the main issue – energy prices. Some experts consider energy price the “Achilles heel” of energy-intensive Belarus economy. Belarus wanted to get duty-free oil and gas, Russia opposed this, arguing that Belarus often exported excess fuel volumes. For the time being, the issue has been resolved as follows: the sides calculated the vital resource quota that will not be taxed; for resources over the quota the country will have to pay tax. Under the CU terms, the customs rates of all member states were levelled at the Russian level, which is higher than in neighboring countries. This is due to the dominant position of Russian economy. This also led to higher prices in some sectors linked to foreign trade, such as the import of used cars by individuals (Russia protects its car industry; Belarus and Kazakhstan have no car-making business). Here, too, for the time being the sides reached a

которые выше, чем у соседей. Это связано с доминирующими масштабами российской экономики, и, соответственно, выросли цены в отдельных секторах внешнеэкономической деятельности, например, на ввоз подержанных автомобилей физическими лицами (РФ защищает свой автопром, в РБ и РК автомобильная промышленность отсутствует). На данный момент здесь предложен компромиссный вариант, учитывающий время ввоза автомобиля из-за границы. Рост цен на товары народного потребления в Беларуси, в основном, списывают на ошибки и просчеты руководства страны. Но, по мнению многих экспертов, положение дел не критическое и будет выправляться. Казахстану пришлось больше всех работать по согласованию пунктов договора, так как с Беларусью многие соглашения уже были подписаны в рамках Союзного государства. Так что же в «сухом остатке»?

Commentary by Alexander Osin, the leading economist at Finam Management Ltd.:

OPINION | МНЕНИЕ

What prospects of cooperation in the oil and gas sector are there for the CU member states?

Within the framework of the CU, there are still contradictions that have not been resolved. According to the agreement, Russia is to ship 6.3 million tons of oil tax free. Another 15 million tons used by Belarus’ refineries to manufacture oil products for export, will be delivered with 100-percent customs duty. Belarus’ representatives insist on tax free shipments for the CU members. And here consolidation of energy sector and transport infrastructure may play the major part in resolving the problem. Currently, Gazprom is negotiating this option with Belarus’ government and Beltransgaz.

What is the impact of introduction of the unified customs tariff on the economy of the CU member states? What advantages did the CU creation bring to them with regard to oil and gas industry?

Kazakhstan estimates benefits gained from the CU membership as nearly $1 billion added to the state budget. However, payments are expected to increase mainly due to the increase of almost one third of all import duties. It is expected that the price of gasoline imported from Russia will drop by 5 percent. Still, the amount of oil and gas products traded between the two countries is not significant, e.g. the last year Russia delivered to Kazakhstan only 3.77 million tons of oil while Kazakhstan itself produced nearly 100 million tons.

Belarus was able to convince Russia to zero out export duty on oil shipped to the country. However, Belarus will have to pay tax to the RF budget on all oil products it is to export in accordance with the Russian rates. It cost Belarus’ treasury several billion dollars, yet in the end the country did receive a certain benefit as the oil products export duty was significantly lower than CED. The increase of export duties for heavy petroleum products introduced in the RF may affect Belarus’ struggling economy significantly, depriving it of one of the major income sources. Still, the new tax policy will not have any effect on the cost efficiency of refining of Russian oil, which is higher than that of Venezuelan oil. Most likely, Belarus and Russia will continue negotiations on the economic relations in the oil and gas sector. Given the situation, Russia insists on acquisition of Belarus’ energy facilities by Russian companies as the major step towards resolving the problem.

Комментарий главного экономиста УК «Финам Менеджмент» Александра Осина: Какие перспективы в области сотрудничества в нефтегазовой отрасли открываются для всех стран-участниц Таможенного союза? В рамках ТС остался нерешенным ряд противоречий. В соответствии с соглашением, Россия обязалась поставлять беспошлинно 6,3 млн тонн нефти, а еще 15 млн тонн, из которой белорусские НПЗ производят нефтепродукты для экспорта, – со 100%-й экспортной пошлиной. Беларусь утверждает, что в условиях создаваемого Таможенного союза все поставки должны осуществляться беспошлинно. Ключевым фактором, способным разрешить этот комплекс проблем является консолидация предприятий ТЭК и транспортной инфраструктуры. Подобные переговоры ведутся, например, между «Газпромом», руководством Беларуси и «Белтрансгазом». Как повлияло на экономику стран-участниц Союза недавнее введение единого таможенного тарифа? Какие преимущества они получили в нефтегазовой отрасли в связи с созданием ТС? Выгоду от участия в Таможенном союзе с Беларусью и Россией для республиканского бюджета Казахстан оценивает почти в $1 млрд. Рост платежей ожидается, в первую очередь, за счет увеличения почти трети импортных пошлин, стоимость импортируемого из России бензина снизится, согласно расчетам, на 5%. Хотя, оборот нефтегазовой продукции между странами незначителен – в прошлом году Россия поставила в Казахстан 3,77 млн т нефти, тогда как в самой стране было добыто около 100 млн т. Беларуси удалось уговорить Россию обнулить экспортную пошлину на нефть, ввозимую в страну. Однако Беларусь обязалась выплачивать в российский бюджет по российским ставкам пошлину на все нефтепродукты, продаваемые за пределы страны. Таким образом, белорусская казна недосчиталась нескольких миллиардов долларов, но все же страна осталась в выигрыше, поскольку пошлины на экспорт нефтепродуктов существенно ниже экспортной пошлины на сырую нефть. Введенное в РФ повышение экспортных пошлин на темные нефтепродукты для Беларуси, экономика которой переживает не самый простой период, может стать серьезным ударом, так как лишит ее одного из основных источников дохода. Но, в любом случае, даже с новыми пошлинами на нефтепродукты, переработка российской нефти будет более рентабельна по сравнению с венесуэльской. Скорее всего, РБ и РФ вновь будут обсуждать проблематику своих экономических взаимоотношений в нефтегазовой сфере. Основной вариант решения проблемы, который продолжает «лоббироваться» РФ, – это приобретение российскими компаниями предприятий ТЭК Беларуси.

36

Oil&GasEURASIA

CUSTOMS UNION compromise that takes into account the age of imported car.

The sharp spike of consumer goods prices in Belarus is mainly blamed on mistakes and miscalculations of the government.

But, according to many experts, the situation is not critical and will improve.

Kazakhstan had to work hardest to harmonize all items of the Treaty (being allied states, Russia and Belarus have already inked many documents). So what is the bottom line?

Prices grew for practically all consumer goods, especially food and FMGG, however, this growth did not affect the trade flow volume. The average customs tariff increased almost 4 percent, for industrial goods – by almost 6 percent. Some aspects of trade flows have changed, too. For example, while earlier building materials and furniture were imported from Asian countries such as China, now businessmen are starting to switch to Russia and other European countries. Supply routes for vegetables, fruit and meat, usually shipped from CIS countries (Belarus, Russia, Ukraine), have not changed. The exception is US poultry imports. There is a trend of edging up prices for home appliances and consumer durables. The bulk of imports come from China. A serious blow was dealt to “shuttle traders” – border-crossing costs have increased. There is the same problem as in Belarus, and it is linked to higher rates on imported secondhand cars. Media have already reported on the emergence of black market car dealers.

Kazakhstan Develops Cooperation with Russia

Meanwhile Russian experts are scratching their heads. On the one hand, prices grew at a pace in line with the population. On the other hand, several experts noted that Kazakhstan has become a more attractive country to do business in compared to the Russian Federation. Last year, Kazakhstan per capita investments were more than 80 times over the Russia’s figures.

The matter is several-fold, including, first of all, the figures. In Russia the social tax is 34 percent compared to 11 percent in Kazakhstan, the Russia’s VAT is 18 percent compared to 11 percent in Kazakhstan, Russia’s profit tax is 20 percent (in Kazakhstan is 5 percent less) and personal income tax in Russia is 13 percent and in Kazakhstan – 10 percent. The attractive Kazakhstan business conditions are also due to the fact that the Russian language is used here in parallel to Kazakh language, while “Soviet mentality” grants a little extra comfort in doing business.

Experts identify such common problems as informational vacuum on urgent issues related to a number of everyday activities, such as new procedures and changes in customs legislation.

Various inconsistencies in the government work still remain.

Costs of doing foreign trade have risen.

Kazakhstan and Russia are engaged in intense cross-border trade which hasn’t been hampered in the slightest by the Customs Union and which involves over 20 million people. Kazakhstan cooperates with 76 Russian regions; the undisputed leaders are Astrakhan, Volgograd, Kurgan, Novosibirsk, Omsk, Orenburg, Samara, Sverdlovsk, Tyumen regions, Chelyabinsk region, Altai Territory, Tatarstan and Bashkortostan. Over 200 agreements in total are signed with these regions. Some 2,100 joint ventures operate in Kazakhstan, including 1,700 with Russian capital.

Questions of the Customs Union will be covered at the 19th International Conference and Exhibition KIOGE, to be held in Almaty in October this year. The exhibition is organized by Iteca (Kazakhstan), ITE LLC Moscow and GiMA International Exhibition Group. KIOGE is one of the most competent, informational, analytical and presentation-rich events of oil and gas industry in Eurasia.

38

#9 September 2011

Цены выросли практически на все товары народного потребления, особенно на продовольствие и «ширпотреб», однако подорожание не сказалось на объемах товаропотока. В среднем, уровень таможенных пошлин увеличился почти на 4%, а промышленные товары подорожали почти на 6%. Изменились некоторые направления товаропотоков. К примеру, если раньше стройматериалы и мебель ввозили из АТР, например, из Китая, то теперь бизнесмены ориентируются на Россию и другие европейские страны. Не изменились маршруты поставок овощей, фруктов и мяса, в основном, осуществляемые из стран СНГ (лидеры – Беларусь, Россия, Украина). Исключение составляет мясо птицы, которое завозится из США. Наметился рост цен на бытовую технику и товаров длительного пользования. Львиная доля импорта – из Китая. Серьезный удар был нанесен по «челнокам» – увеличились расходы при пересечении границы. Возникла та же проблема, что и в Беларуси, связанная с повышением ставок на ввоз подержаных автомобилей. СМИ сообщают о появлении сети «черных» автодилеров.

Казахстан развивает сотрудничество с Россией Парадоксальная ситуация сложилась в России. С одной стороны, цены росли привычными для населения темпами. С другой, ряд экспертов отмечает, что Казахстан стал более привлекательной страной для ведения бизнеса по сравнению с Российской Федерацией. В прошлом году РК обошла РФ по объему инвестиций на душу населения более чем в 80 раз. Это объясняется также и тем, что в России, во-первых, социальный налог составляет 34%, в РК – 11%, во-вторых, в РФ НДС – 18%, в РК – 12%, в-третьих, в РФ налог на прибыль – 20%, в РК – 15%, в-четвертых, НДФЛ в РФ – 13%, в РК – 10%. Привлекательность условий в Казахстане также обусловлена тем, что русский язык употребляется здесь наравне с государственным казахским, а дополнительную комфортность ведения бизнеса обеспечивает сохранившийся «менталитет советского человека». Среди общих проблем специалисты выделяют информационный вакуум по неотложному ряду вопросов, регулирующих повседневную деятельность, например, по новым процедурам и изменениям в таможенном законодательстве. Пока сохраняются различные нестыковки в работе государственных органов. Увеличились расходы на ведение внешнеэкономической деятельности. Между Казахстаном и Россией ведется интенсивная приграничная торговля, которой никак не помешал Таможенный союз, и в которой задействовано более 20 млн человек. Республика Казахстан сотрудничает с 76 российскими регионами, бесспорными лидерами являются Астраханская, Волгоградская, Курганская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Самарская, Свердловская, Тюменская, Челябинская области, Алтайский край, Республики Татарстан и Башкортостан. С ними подписано свыше 200 соглашений. В Республике Казахстан работает 2 100 совместных предприятий, из них 1 700 – с российским капиталом. Вопросы, связанные с деятельностью Таможенного союза, будут освещаться на XIX Международной выставке и конференции (KIOGE), которая состоится в Алма-Ате в октябре текущего года. Ее организаторами явлются компании Iteca (Казахстан), ITE LLC Moscow, GiMA International Exhibition Group. KIOGE – одна из наиболее авторитетных информационных, аналитических и презентационных площадок нефтегазовой отрасли в Евразии.

Oil&GasEURASIA

EQUIPMENT PRODUCTION

Time to Tame Fortune?

Russian Upstream Equipment Manufacturers are Trying to Get Attention from the State

Кто заплатит за удачу?

Российские производители оборудования для ТЭК пытаются привлечь внимание государства Alexander Bratersky

Александр Братерский

ithout foreign manufacturers, it is impossible for Russia to complete its energy sector investment program; alone, the Russians will fail. The central idea of Energy Minister Sergei Shmatko, voiced at a recent meeting with Prime Minister Vladimir Putin in Kirishi (Leningrad region) fully reflects this lamentable situation: “In terms of manufacturing equipment and technology, we have a serious problem in oil refining,” the minister complained to Putin at the meeting.

Shmatko said that not a single joint venture in Russia produces “serious” equipment for oil refining. To organize joint ventures in Russia, the government intends to invite foreign equipment manufacturers. At the same time, many Russian producers are lobbying for the opposite, trying to get the government to raise import duties on foreign equipment as a measure to support Russian players.

ри выполнении инвестиционной программы для ТЭК никак не обойтись без иностранных производителей, в одиночку россияне с этой задачей не справятся. Главная мысль министра энергетики Сергея Шматко, высказанная им на недавнем совещании с участием премьера Владимира Путина в Киришах (Ленинградская обл.), в полной мере отражает печальную ситуацию на рынке: «С точки зрения производства оборудования и технологий, у нас в нефтепереработке серьезная проблема», – сетовал на совещании министр, обращаясь к премьеру. По словам Шматко, на территории России нет ни одного СП, производящего «серьезное» оборудование для нефтепереработки. Правительство настроено пригласить в Россию иностранных производителей оборудования для организации совместных производств на территории России. В то же время, многие российские производители, наоборот, стремятся добиться от правительства повышения пошлин на ввоз импортного оборудования как меры, направленной на поддержку собственных игроков.

W

The Agents of National Security

Russian companies are “fighting a lost battle” with foreign producers, especially the Chinese, Volgograd Drilling Equipment Plant (VZBT) board member Dmitry Sinyukov says. “The Chinese government,” Sinyukov complains, “supports its producers with every possible benefit, and the

П

Агенты национальной безопасности

По словам члена совета директоров Волгоградского завода буровой техники Дмитрия Синюкова, российские компании оказываются «в неравных условиях» с иностранными, и, прежде всего, китайскими, производителями. «Китайское правительство, – возмущается Синюков, – поддерживает своих производителей всеми возможными льготами, а компании не стесняются откровенного демпинга». Представителю волгоградского завода есть что защищать. Его компания – один из двух крупных российских игроков, среди ее клиентов – большинство предприятий российского ТЭК: «Если мы будем добывать нефть на иностранном оборудовании, нас ждет судьба африканских стран. Речь идет о национальной безопасности: в случае проблем нам просто перестанут поставлять комплектующие. Задача правительства – защищать национального производителя».

● VZBT board member Dmitry Sinyukov stands for raising duties

on foreign equipment import. ● Член совета директоров ВЗБТ Дмитрий Синюков ратует за повышение пошлины на ввоз импортного бурового оборудования.

40

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2011

companies themselves do not shy away from blatant lowballing.”

Sinyukov has much to lament. His company is the second largest in Russia and has clients which include most enterprises in the Russian energy segment: “If we run our upstream on foreign equipment, we are risking the fate of African countries. This is about national security: if we’re unaccommodating, we simply won’t get any spares. The task of government is to protect the domestic producer.”

Domestic manufacturers of equipment for the energy sector, says Sinyukov, recently appealed to Vladimir Putin again, asking him to introduce higher duties for foreign producers; the Prime Minister promised to study the issue with the Ministry of Finance.

According to Sinyukov, there is no point in setting the duties lower than 40 percent of the oil equipment cost.

Currently the figure is below 10 percent. Manufacturers complain about organization of public tenders, too: “Oil companies buy the cheapest equipment, regardless of the future costs; first of all, operating costs must be considered and compared. If lower – the product is good to buy,” says Vadim Trifonov, a representative of Packer, science and production firm that manufactures packer equipment.

Meanwhile, Russian manufacturers are using various methods to promote their equipment on the market.

Despite the name that brings back the memories of the first Soviet “five-year plans”, Novgorod’s Energomash does not produce its own equipment, but rather operates under licenses from well-known foreign manufacturers. The company is also the exclusive representative of the US-based

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПРОИЗВОДСТВО ОБОРУДОВАНИЯ Отечественные производители оборудования для ТЭК, рассказывает Синюков, недавно снова обратились к Владимиру Путину с просьбой ввести более высокие пошлины для иностранных производителей, и премьер обещал проработать вопрос с Минфином. По мнению Синюкова, толк будет лишь в том случае, если пошлины составят 40% от стоимости нефтяного оборудования. В настоящее время их размер не превышает 10%. Жалуются производители оборудования и на организацию государственных тендеров: «Покупают самое дешевое оборудование, несмотря на будущие затраты, а эксплуатационные затраты необходимо считать и сравнивать прежде всего. Если будут ниже – тогда и надо покупать», – говорит Вадим Трифонов, представитель НПФ «Пакер», производящего пакерное оборудование. Пока же российские производители используют разные методы для продвижения своего оборудования на рынке. Новгородское предприятие «Энергомаш», хоть и может своим названием навеять воспоминания о первых советских «пятилетках», не производит собственной продукции, а работает по лицензии с известными иностранными производителями. Компания также является эксклюзивным представителем американской фирмы ValvTechnologies, одного из лидеров в производстве трубопроводной арматуры. Металл для производства используется импортный, в компании говорят, что отечественной продукцией недовольны: «Ищем способы перенести процесс в Россию, но пока это трудно сделать. Качество невысокое», – признал в беседе с корреспондентом НГЕ представитель «Энергомаша».

41

EQUIPMENT

#9 September 2011

● New ChTPZ Workshop Height 239 (Vysota 239) covers the

needs of the industry in large-diameter pipes. ● Новый цех ЧТПЗ «Высота-239» закрывает потребности

отрасли в трубах большого диаметра.

ValvTechnologies, one of the leading manufacturers of pipe fittings. Energomash uses imported metal for its products because it is unhappy with local suppliers. “We are looking for ways to move the process to Russia, but so far it’s hard.

Low quality, you see,” admits Energomash source talking to OGE.

Russian Producers: “Busy as a Bee”

Experts confirm what the manufacturers are saying – Russian equipment producers are in crisis, as was noted during the “round table” held last October in the Chamber of Commerce. In 2009, the production of equipment for Russia’s oil industry fell 43 percent over the previous year, says data of the Ministry of Economic Development. And the situation continues to deteriorate, holds Alexander Romanikhin, the president of the Union of Oil and Gas Equipment Producers.

Speaking at the round-table, Rosneft representative Alexander Shmakov noted that patriotism has nothing to do with it – in complex environment Russian companies just lose out to foreign producers.

The low quality of products that could have been the pride of Russian industry was also noted by the representative of a Russian company selling equipment for the energy industry. “A lot of good ideas are ‘left out in the cold’ as there is no close connection between the ‘brains’ and the ‘hands’,” he complained.

However, Russian producers also include some very successful businesses, such as Chelyabinsk company Konar, the country’s largest manufacturer of flanges and flange mounting. The company was founded in October 1991, and today Konar’s executives feel confident. “In those days it was not ‘cool’ to manufacture, everyone was engaged in trading.

But we were investing everything we earned into development,” the company’s representative Dmitry Shulgin said.

Now the company has two plants in Chelyabinsk and Gus-

42

Российские производители: «контора пишет»

Слова представителей компаний подтверждаются экспертами – российские производители переживают кризис, как было отмечено в ходе «круглого стола», проходившего в октябре прошлого года в стенах Торгово-промышленной палаты. По данным Минэкономразвития, в 2009 году производство оборудования для российской «нефтянки» снизилось на 43% по сравнению с предыдущим годом. И, по мнению президента Союза производителей нефтегазового оборудования Александра Романихина, ситуация продолжает ухудшаться. Выступая на заседании «круглого стола», представитель компании «Роснефть» Александр Шмаков отметил, что, при работе в сложных условиях, российские производители проигрывают зарубежным, и чувство патриотизма здесь ни при чем. Низкое качество изделий, которые, при качественном исполнении, могли бы стать гордостью российской промышленности, отметил и представитель одной из российских компании, торгующих оборудованием для ТЭК. «Много хороших идей „не доводится до ума“, так как нет тесной связи между „мозгами“ и „руками“», – посетовал он. Вместе с тем, среди российских производителей есть и весьма успешные предприятия – например, челябинское ЗАО «Конар», крупнейшее в стране предприятие по производству фланцев и фланцевого крепежа. Основанное в октябре 1991 года, ЗАО «Конар» чувствует себя сегодня достаточно уверенно. «В те годы было „немодно“ заниматься производством, все занимались торговлей. Мы же все, что зарабатывали, вкладывали в развитие», – рассказывает представитель компании Дмитрий Шульгин. Сейчас у компании два завода, в Челябинске и Гусь-Хрустальном, а в числе ее клиентов – такие крупные игроки отрасли, как «Сургутнефтегаз» и ТНК-BP. После аварии на СаяноШушенской ГЭС компания «РусГидро», в поисках поставщиков новых гаек, обратилась именно к «Конар».

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2011

Khrustalny, its clients include such major industry players as Surgutneftegaz and TNK-BP. After the collapse of the SayanoShushensky power plant, its operator, RusHydro, turned to Konar in search of new suppliers of nuts and bolts.

Market experts agree that Russian pipe manufacturers are in the best position. There are only four major players in the country – OMK, ChTPZ, PMK and Severstal, and this helps uniting efforts and lobbying the companies’ interests, even in the absence of a law on lobbying. According to market players, over the past seven years, three out of four pipe manufacturers invested $10 billion in the development (including $4 billion investment by OMK). Chelyabinsk pipers keep the pace, too: the company launched a new workshop, Height 239, – Europe’s largest workshop for large diameter pipes.

It will fully cover the needs of the industry in large-diameter pipes and imports. ChTPZ’ 2010 pipe sales grew 31 percent.

ChTPZ source says that today the pipe industry is the most advanced in Russia; this was helped by the need to modernize pipe manufacturing plants built in the 1950s. Otherwise, the industry simply would have ceased to exist.

Yet, despite the “light at the end of the pipe” for this industry, small businesses have almost no hope. One of the lobbyists “in the know” believes that foreigners’ entrance to the market and localizing the production facilities is the only salvation for the Russians. As an example he cited the purchase of 50 percent stake in the successful Samara-based company Electroshchit, manufacturer of high voltage equipment, by France Schneider Electric: “It’s good that foreigners come to our plants. You can huff and puff as much as you want for pride in domestic manufacturers, but there isn’t one. Our businessmen are shifting production to China, then they sell us the equipment from there, and all we can do is to write Sechin and Putin.”

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПРОИЗВОДСТВО ОБОРУДОВАНИЯ Эксперты рынка признают, что лучше всего чувствуют себя российские трубники. В стране всего лишь четыре крупных игрока – ОМК, ЧТПЗ, ПМК и «Северсталь», что помогает действовать сплоченно и лоббировать свои интересы даже в отсутствие закона о лоббизме. По данным участников рынка, за последние семь лет трое игроков вложили в развитие предприятий сумму в $10 млрд, из них $4 млрд составили вложения компании ОМК. Не отстает и ЧТПЗ: компания запустила цех «Высота-239» – самый крупный завод по производству труб большого диаметра в Европе, закрывающий потребности отрасли в трубах большого диаметра и импорте. По итогам 2010 года, продажи труб на ЧТПЗ выросли на 31%. По словам представителя ЧТПЗ, на сегодняшний день трубная промышленность – самая передовая в России, и ее развитию помогла необходимость модернизации трубных заводов, построенных в 1950-х годах. В противном случае отрасль просто прекратила бы существовать. Однако, несмотря на «свет в конце трубы» для представителей вышеупомянутой отрасли, небольшим компаниям практически не на что надеяться. Один из информированных лоббистов рынка считает, что единственным спасением для россиян будет вхождение на рынок иностранцев с локализацией производства. В качестве примера он привел покупку 50% акций успешной самарской компании «Электрощит», производителя высоковольтного оборудования, французским Schneider Electric: «Процесс прихода иностранцев на наши заводы – это плюс. Можно „надувать щеки“ от гордости за нашего производителя, но его уже нет. Наши предприниматели переводят производство в Китай, потом оттуда продают оборудование нам, а мы можем писать Сечину и Путину».

43

OFFSHORE

“Prirazlomnaya” to Launch a “Drilling Campaign” on the Russian Arctic Shelf

«Приразломная» даст старт бурению в российской Арктике Galina Starinskaya

L

ate in August, the first ever offshore ice-resistant platform “Prirazlomnaya” was delivered to Prirazlomnoye field in the Pechora sea. Drilling will start in the beginning of 2012. In the next several years Russian companies will need at least 20 more platforms of the same kind.

“Prirazlomnaya” is the first ever offshore ice-resistant fixed platform (a.k.a. MLSP in Russian). It has been designed for offshore exploration of Prirazlomnoye field, located in the Pechora sea (in the south-western part of the Barents Sea). Construction of the platform had been going on for years, and in August it was finally towed to the oil field. The platform will secure a year-round drilling – both vertical and horizontal — crude oil production and preparation for transportation by tanker.

44

Галина Старинская

В

конце августа первая в мире ледостойкая платформа «Приразломная» была доставлена на место установки на одноименное месторождении в Печорском море, добыча на котором начнется в начале 2012 года. В ближайшие годы российским компаниям потребуется по крайне мере еще 20 подобных платформ. «Приразломная» – первая в мире морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП). Она предназначена для разработки Приразломного нефтяного месторождения в Печорском море. Строительство платформы длилось несколько лет, и вот, наконец, в августе ее доставили на месторождение. Это сооружение обеспечит круглогодичное эксплуатационное бурение на нефть вертикальным и горизонтальными методами, добычу нефти и подготовку ее для транспортировки танкерами.

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2011

ШЕЛЬФ

The platform is unique as it is able to operate in extreme climatic conditions with the temperature as low as minus 50 degrees Celsius. In this sector of Arctic the ice sheet stays seven months a year, from November to May. The average wave height equals to 3.9 meters, and maximum heights can reach 13 meters.

Special transport and technological system that includes tankers, supply vessels, and a floating oil storage has been developed for exploration of Prirazlomnoye oil field. At the same time, an onshore infrastructure is being created. It consists of a shift camp, airfield for helicopters near the Varandey village, permanent accommodation and offices at Usinsk, as well as supply and technical support base in Murmansk.

How It All Began: The History

The platform designing began in 1992, right after Rosshelf was founded by a decree of the Russian president.

It was founded by Gazprom, the Russian Scientific Center Kurchatov Institute, Sevmash plant, the Rubin design bureau and other regional companies closely connected with exploration of Shtokman and Prirazlomnoye fields.

Rosshelf obtained licenses for those fields’ development.

The list of investors changed several times and so the list of construction requirements was also modified.

In 1995, Rosshelf, Gazprom and the Australian company ВНР Petroleum signed the agreement on Prirazlomnoye field development. Rubin was meant to be the main Russian engineering contractor. Nevertheless, soon the activity was suspended due to financial difficulties. Also, ВНР Реtroleum exited the project. The next stage took place in 2002 when Производство изделий и компонентов для нефтегазодобывающего оборудования отечественных и зарубежных производителей

Инновации

Качество

Время

• Резинотехнические изделия (РТИ) теплостойкого исполнения. Соответствие требованиям «ТНК-BP», «Роснефть» к оборудованию всех категорий.

• Производство полимерных изделий и нанесение защитных полимерных покрытий. Химстойкость при pH 1 – 12, температуростойкость до +300 °С, низкое солеотложение, износо- и задиростойкость.

• Фильтрующие элементы на основе проволочных проницаемых материалов (ППМ) и фильтры. Назначение противопесочное, тонкость фильтрации 800 – 80 мкм.

• Инжиниринг – проектирование изделий, разработка компонентов, технологий, испытания.

ООО “РЕАМ-РТИ” Адрес: 143900, г. Балашиха, ул. Советская, д. 36 Тел./факс: +7 (495) 544-66-30 Тел.: +7 (495) 978-48-85 E-mail: info@ream-rti.ru Сайт: www.ream-rti.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Main participants in the platform design and construction Project developers: Kellogg Brown & Root Limited (KBR), UK (at the early stages); Morneftegazproject (Moscow); Rubin Design Bureau (St. Petersburg); Koral Design Bureau (Sevastopol).

Platform stability calculation: All-Russian Vedeneev Hydraulic Engineering Research Institute (St. Petersburg).

Construction: Sevmashpredprijatie (Severodvinsk) Construction of the accomodation block and utility module of the topside facility executed by Vyborg Shipyard (Vyborg, Leningrad region).

The platform construction has been completed in Murmansk at Shipyard #35 by Sevmash PA.

Уникальность этой платформы в том, что она способна работать при температуре до −50 °С в экстремальных климатических условиях. В этом районе устойчивый ледяной покров держится семь месяцев в году – с ноября по май, средняя высота волн составляет 3,9 м, а максимальная достигает 13 м. Для освоения Приразломного месторождения предусмотрена морская транспортно-технологическая система: танкеры, суда-снабженцы, плавучее нефтехранилище. Кроме того, создается береговая инфраструктура: вахтовый поселок и вертодром близ поселка Варандей, административно-бытовой комплекс в Усинске, а также база снабжения и производственного обслуживания в Мурманске.

История строительства

Проектирование платформы начато еще в 1992 году, после того как указом президента России было создано ЗАО «Росшельф». Учредителями стали РАО «Газпром», РНЦ «Курчатовский институт», ПО «Севмаш», ЛПМБ «Рубин» и ряд других региональных компаний, связанных с разработкой Штокмановского и Приразломного месторождений арктического шельфа. «Росшельф» получил лицензии на освоение этих месторождений. В процессе разработки проекта несколько раз изменялся состав инвесторов, соответственно, менялись и требования к сооружению. В 1995 году «Росшельф», «Газпром» и австралийская компания ВНР Petroleum подписали соглашение об освоении Приразломного месторождения. Главным российским подрядчиком по проектированию было определено ЦКБ МТ «Рубин». Однако затем работы были приостановлены из-за финансовых трудностей и выхода из проекта ВНР Реtrolium. Следующий этап начался в 2002 году и был связан с началом совместной деятельности ОАО «Газпром» и ОАО «НК „Роснефть“» по этому проекту. Основными исполнителями были определены ОАО «ЦКБ МТ „Рубин“» и ОАО «ЦКБ „Коралл“» (г. Севастополь). В процессе в проект вносились существенные изменения – менялась схема разработки месторождения, местоположение платформы, количество скважин, количество буровых станков, архитектура верхнего строения платформы (количество модулей верхнего строения). Тогда же было принято решение

45

#9 September 2011

OFFSHORE Основные предприятия, принимавшие участие в проектировании и строительстве платформы Проектанты: Kellogg Brown & Root Limited (KBR), Англия – на раннем этапе; ЗАО «Морнефтегазпроект» (г. Москва); ОАО «ЦКБ МТ „Рубин“» (г. Санкт-Петербург); ОАО «ЦКБ „Коралл“» (г. Севастополь). ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева (г. Санкт-Петербург) – расчет устойчивости платформы. Строительство – ОАО «Производственное объединение „Севмашпредприятие“» (г. Северодвинск). Строительство жилого блока и вспомогательного модуля верхнего строения – ОАО «Выборгский судостроительный завод» (г. Выборг, Ленинградская область). Платформа достраивалась «Севмашем» на судоремонтном заводе № 35 в Мурманске.

Gazprom and Rosneft started collaborating on the venture.

Rubin and the design bureau Coral (Sevastopol city) were chosen as the main contractors.

In the course of construction there were a lot of major modifications introduced, such as changes in field development, location of the platform, number of wells and drilling rigs, the shape of the platform topside structure (the number of topside structure’s modules). At some point a decision was made to use up to 70 percent in initial estimate of Hutton platform equipment bought from Monitor TLP Ltd. It was built in 1984 and operated for approximately 20 years in the North Sea. However, the major part of equipment from Hutton platform was dismantled because of its poor technical condition and replaced with the new one. Line pipes, air duct and cables also had to be changed. Accomodations of Hutton platform appeared to be unsuitable because of their technical condition. So, new accomodations had to be designed by Rubin and built at Vyborg shipyard.

In 2005 Gazprom bought shares of Rosneft in Sevmorneftegaz, thus becoming a sole investor in this project. In the future Prirazlomnoye field is to be consigned to Gazprom Neft, a Gazprom subsidiary.

Arctics as a Strategic Resource

Currently Arctic shelf exploration is an important and principally new task for Russia. According to preliminary estimates, the potential resources of hydrocarbons of Russian continental shelf are equal to 90 billion tons of coal equivalent of which more than 60 billion tons are concentrated in the Barents and Kara Seas’ areas. Gas deposits are the major part of the shelf resources (76 trillion cubic meters.)

According to Russian legislation, only state-owned companies that have at least five year history of working on the shelf may own shelf development licenses. Today this means Rosneft and Gazprom. Soon Zarubezhneft will be qualified for the job as well.

Gazprom will need over 10 drilling and technological platforms of its own and rented ones to explore the continental shelf in the period up to 2030, as the company’s media department representative announced recently.

Today, the company owns Amazon jack-up rig, and Obsky-1

46

использовать для строительства «Приразломной» оборудование платформы Hutton (по предварительным оценкам до 70%), купленной у компании Monitor TLP Lt. Построена она была в 1984 году и около 20 лет эксплуатировалась в Северном море. Но большинство оборудования платформы Hutton по техническому состоянию было демонтировано и заменено на новое, также демонтировали и заменили трубопроводы, воздуховоды и кабели. Жилой блок платформы Hutton по своим техническим характеристикам и состоянию оказался непригодным, был заново спроектирован ЦКБ МТ «Рубин» и построен на Выборгском судостроительном заводе. В 2005 году «Газпром» приобрел пакет акций «Роснефти» в ЗАО «Севморнефтегаз», став единоличным инвестором проекта. В перспективе Приразломное месторождение должно быть передано нефтяной «дочке» «Газпрома» – «Газпром нефти».

Будущее – за Арктикой

В настоящее время освоение арктического шельфа для России является важной и принципиально новой задачей. По прогнозным оценкам, начальные суммарные ресурсы углеводородов на российском континентальном шельфе составляют около 90 млрд т условного топлива. Из них более 60 млрд т условного топлива сосредоточены в Баренцевом и Карском морях. Основную часть ресурсов шельфа составляет газ – 76 трлн м³. Владельцами шельфовых лицензий по российскому законодательству могут быть только госкомпании, имеющие пятилетний опыт работы на шельфе, то есть «Роснефть» и «Газпром». Вскоре это право получит и «Зарубежнефть». В управлении информации «Газпрома» пояснили, что для освоения континентального шельфа до 2030 года компании потребуется более десяти буровых и технологических платформ как собственных, так и арендованных. В настоящее время имеющийся у компании флот включает самоподъемную буровую установку «Амазон» и плавучий буровой комплекс «Обский-1». Также планируется, что в текущем году флот компании пополнят полупогружные буровые установки «Полярная звезда», «Северное сияние» и самоподъемная буровая установка «Арктическая». Крупнейшая российская нефтяная госкомпания «Роснефть» планирует построить минимум десять морских платформ, стоимость каждой из них может доходить до

Итоговые технические параметры платформы Морская ледостойкая стационарная платформа «Приразломная» представляет собой стальную гравитационную платформу, состоящую из кессона (основания) сухим весом около 70 тыс. т, размером 126х126х24,3 м, в котором размещены хранилища нефти объемом 130 тыс. м3, топливные цистерны, водяной и твердый балласт, насосные станции. На палубе размером 93х93 м расположено верхнее строение весом около 40 тыс. т, предназначенное для расположения бурового, технологического и вспомогательного оборудования, жилого блока. После переработки нефть поступает в нефтехранилище, затем посредством отгрузочного устройства перегружается на танкеры ледового класса грузоподъемностью 60 тыс. т. Приразломное нефтяное месторождение открыто в 1989 году и расположено на расстоянии 60 км от берега. Извлекаемые запасы нефти – 83,2 млн т. Глубина моря в районе месторождения – 20 м. Геологические запасы нефти – 231,1 млн т (С1 + С2), извлекаемые – 74,45 млн т. На месторождении планируется добывать 6,6 млн т нефти в год, разработка рассчитана на 25 лет.

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2011

floating drilling facility. This year Gazprom plans to add to its fleet semisubmersible drilling rigs, Polyarnaya Zvezda (the North Star) and Severnoe Sijaniye (the Polar Light), and Arkticheskaya jack-up rig.

Rosneft, the biggest Russian state-owned oil company, plans to build at least 10 more platforms. Each one will cost up to 15 billion dollars. This information was announced by the Vice Prime Minister Igor Sechin, who is in charge of fuel and energy sector in the government, upon signing the agreement on cooperation between Rosneft and Exxon Mobil late in August. The agreement provides a good basis for joint exploration of the Arctic shelf. Igor Sechin added that the American company agreed to place main orders for equipment at Russian yards. Also, for further shelf explorations the companies are to set up the Arctic Scientific Center in St. Petersburg that will use in-house technologies of ExxonMobil and Rosneft. The center will also be engaged in know-how development for such projects, including drilling and mining ice-resistant platforms. In preliminary estimations the parties are going to allocate $500-600 million to set up the center.

It Won’t Be an Easy Job

The plans are really grandeur. Yet, those who intend to conquer the Arctic shelf have to resolve at least the two major problems. First, they need to match ecological requirements and restrictions and secondly, to find investment to go into the project.

Environmental organizations and ecological pressure groups are convinced that drilling for oil and gas on the Arctic shelf demands additional feasibility assessments.

In their opinion, not a single country currently has the technology and infrastructure necessary to clean oil spills exceeding hundreds of tons in Arctic conditions, and it is highly possible that Prirazlomnaya platform may suffer a potential leakage of several thousand tons. WWF claims that the nearest infrastructure and rescue services capable to act in the sea in case of emergency are located in Murmansk, the nearest port which is almost 1,000 kilometers away from the oilfield.

ШЕЛЬФ

Summary of the platform’s technical specifications “Prirazlomnaya” offshore ice-resistant platform consists of a steel gravity substructure (“caisson”), 126 x126 x 24,3 meters in size, with a net dry weight of approximately 70 tons. It contains an oil storage capacity of 130,000 cubic meters, as well as fuel storage reservoirs, liquid and solid ballast and pumping stations. The topside of the platform has a special construction for storage of drilling and other technological and additional equipment, as well as accomodations. Once the crude is processed, it goes to storage reservoirs and then it’s reloaded to tankers with the load capacity over 60,000 tons.

The Prirazlomnoye oil field, located approximately 60 kilometers away from shore, was discovered in 1989. The field has about 83.2 million tons of oil resources. Sea depth in the area of the oil field is 20 meters. It has been estimated that the field holds resources of up to 231.1 million tons (C1+ C2) of which 74.45 million tons are believed to be extractable. It is planned that the annual peak production may amount to about 6.6 million tons. Development is scheduled for 25 years.

$15 млрд. Об этом завил вице-премьер Игорь Сечин, курирующий в правительстве ТЭК, после подписания в конце августа договора о создании альянса между «Роснефтью» и ExxonMobil. Соглашение предусматривает совместное освоение месторождений «Роснефти» в Арктике. Игорь Сечин добавил, что американская компания дала согласие на размещение основных заказов на технику на российских верфях. Кроме того, компании создадут в СанктПетербурге «Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок», который будет использовать собственные технологии ExxonMobil и «Роснефти». Также центр займется разработкой «ноу-хау» для подобных проектов, включая буровые и добывающие платформы ледового класса. Предварительно стороны вложат в создание центра $500-600 млн.

Не все так легко

Планы, действительно, масштабные. Однако перед покорителями арктического шельфа стоят по крайне мере две важные задачи: во-первых, обеспечить экологическую безопасность, во-вторых – найти инвестиции в эти проекты. Экологические организации считают, что целесообразность добычи углеводородов в Арктике требует дополнительной оценки. По их мнению, в мире отсутствуют технологии и инфраструктура для ликвидации разливов свыше нескольких сотен тонн в ледовых условиях, а с платформы «Приразломная» могут вытечь десятки тысяч тонн. Ситуация осложняется и тем, что ближайшие аварийно-спасательные службы, способные проводить ликвидационные работы на море, находятся в Мурманске, почти в 1 тыс. км от месторождения, заявляют в WWF. Впрочем, в «Газпроме» обещают, что экологический контроль и мониторинг окружающей среды при освоении Приразломного

lÌ¿ÆÉÚËÙÇ ÈÌÊÒÌÎÐ ÈÌ ËÞÀÆÏÆÊÌ Ëà ÌÐ ÍÌÁÌÂÙ ÌÐ

eÀÎÌÍÃÇÏÈÆÇ ÏÐÆÉÚ ¯ ÏÐÆÉÚ ¯ ÑξÉÚÏȾ½ ˾¼ÄËÌÏÐÚ 620034, г. Екатеринбург, ул. Колмогорова,3 - мобильные здания (343) 253-9-100 - быстровозводимые здания (343) 253-9-407 E-mail: zakaz@metallon.ru www.metallon.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

47

OFFSHORE However, Gazprom promises that ecological control and environmental monitoring while exploring Prirazlomnoye oil field will be secured by a number of complex measures protecting air, subsurface, groundwater and sea biological resources.

Financial issues are particularly acute for Gazprom to reach cost effectiveness. The peak production of Prirazlomnoye has to reach 132,000 barrels per day. TroikaDialogue analysts said they believe that exploration of the oil field is currently inefficient and economically unattractive.

Even taking into consideration tax exemptions approved by the government (the first 35 tons of produced oil are tax free), the internal rate of return equals only to 8 percent (if Urals price is $80 per barrel). In addition to that the quality of oil in this area is quite low. It is heavy and has a high sulphur content. Excessively high initial costs include high costs of platform’s construction (approximately $3 billion), as well as unfavorable contract with Sevkomflot. Experts notice that even before production began, the transportation costs exceed current market rates of tankers’ freight.

Nevertheless, Gazprom looks forward to get tax exemptions (zero export duty) and the company has high chances that government will provide them . Thus, Sergei Shmatko, Russian Minister for Energy, stated that the program on shelf exploration will include measures targeted at getting a high level of cost efficiency of these projects (no less than 20 percent). Also, Russian oil and gas companies apparently understand that without foreign investment and technologies, exploration of Arctic oil fields will not be an easy task to accomplish.

48

#9 September 2011

нефтяного месторождения будет обеспечен целым комплексом мероприятий по охране атмосферного воздуха, недр, подземных вод и морских биоресурсов. Финансовый вопрос для «Газпрома», в частности, выход на рентабельность стоит более остро. Добыча на Приразломном на пике должна составить 132 тыс. барр. / сут). Но, по мнению аналитиков ИК «Тройка Диалог», сейчас разработка месторождения экономически непривлекательна. Даже с учетом одобренных налоговых льгот (первые 35 млн т добытой нефти не облагаются НДПИ) внутренняя норма доходности при цене Urals $80 за баррель составляет всего 8%. Кроме того, на участке залегает нефть довольно низкого качества – тяжелая, высокосернистая. Свою роль играют также высокая стоимость морской платформы (около $3 млрд) и очень невыгодные условия контракта с «Совкомфлотом»: уже сейчас, до начала добычи, стоимость перевозок намного превышает текущие рыночные ставки фрахта танкеров, отмечают эксперты. Однако «Газпром» все же надеется на льготы (нулевую экспортную пошлину), и у компании есть все основания рассчитывать на то, что правительство их предоставит. В частности, российский министр энергетики Сергей Шматко заявил, что разрабатываемая в настоящее время программа по освоению шельфа предусматривает меры, направленные на достижение внутренней рентабельности проектов не менее 20%. Кроме того, российские нефтегазовые компании понимают, что без иностранных инвестиций и технологий осваивать арктические месторождения будет очень сложно.

Oil&GasEURASIA

Operating economy starts with fuel economy.

Both start with Original Parts and Original Service.

Fuel is the overwhelming element in the life cycle costs of an engine. Only a 1 % increase in fuel consumption can cost as much as 80,000 dollars on a 10 MW engine at a plant operating 8000 hours per year. With their geometrical precision, the excellent strength and surface quality of their high grade materials, Original Parts fitted during Original Service from ABB Turbocharging are designed to restore the efficiency, pressure ratio and dependability of your ABB turbocharger. For your engine this means optimized fuel efficiency, availability, reliability and emissions. www.abb.com/turbocharging

ZONE ISOLATION

“Perekryvatel”

Helps to Isolate Drilling Trouble Zones

«Перекрыватель»

помогает изолировать зоны осложнений при бурении Romanov B.M.

“P

erekryvatel”, a part of “Systema-Servis” group, is the only Russian manufacturer of equipment for local strengthening of walls (OLKS) used to isolate drilling trouble zones. This equipment simplifies borehole routes and reduces the contingency costs, sometimes even helping to prevent the inevitable abandonment.

This technology is known both in Russia and abroad and is widely used by many drilling companies.

OLKS set includes shaped tubes and tools for their installation.

The main element defining OLKS is the profiled (axially fluted) pipe. “Perekryvatel” manufactures two types of profile pipes: hexagonal and twin-duct-shaped. Twin-duct pipes have the widest market spread as they require lower excess pressure compared to hexagonal-shaped pipes. Also, no pipe expansion after the flaring process means the best adhesion with boring casing or drilled rock. The hexagonal pipes are used when the required diameter of the circle disallows insertion of the pipe perimeter into the twinduct shape, or when the profiled pipe must carry additional equipment. In addition, no expansion treatment for hexagonal shape pipes ensures better sealability between the profiled pipe and the casing or the drilled rock.

Given that during the installation process the profiled pipe should be converted into a cylindrical pipe of required diameter, in the process surviving the internal pressure of at least 17 MPa, the pipe manufacturing technology demands specific requirements.

There are different production technologies for axially fluted pipes.

Option 1. Profiling is done using special rollers in tube mills. This method can be applied directly during the manufacture of the pipes. The advantage of this method is high production rate and, consequently, low per-item cost.

The disadvantage is the difficulty of linking this profile to the cylindrical pipes. Also, this method is inefficient for small production volumes.

Option 2. Profiling is done by pulling the pipe through a profile die ring. This method is well-developed and requires no special equipment or technology, but here the profile valleys cannot be deeper than the diameter of the pipe cylindrical part. The last condition is unacceptable for OLKS. Romanov B.M., “Perekryvatel” Chief Production Technologist. Б. М. Романов, Главный технолог по производству ООО «Перекрыватель».

50

Б. М. Романов

О

ОО «Перекрыватель», входящее в группу компаний «Система-Сервис», является единственным в России производителем оборудования для локального крепления скважин (ОЛКС), которое применяется для изоляции зон осложнений при бурении скважин. Его применение позволяет упростить конструкцию скважины, снизить материальные затраты на ликвидацию осложнений, а в некоторых случаях не допустить неизбежной ликвидации скважин. Данная технология известна как в России, так и за рубежом и широко применяется многими буровыми компаниями. В состав ОЛКС входят профильные трубы и инструменты для их установки. Основным элементом, определяющим эффективность работы ОЛКС, является профильная (продольногофрированная) труба. ООО «Перекрыватель» освоил производство двух форм сечения профильных труб: шестилучевой и двухканальной. Наибольшее распространение получили двухканальные трубы, так как для их раздачи требуется создавать более низкое избыточное давление, чем для шестилучевых. Кроме того, достигается наибольшее сцепление с осадной колонной или породой, если после раздачи не производится развальцовка трубы. Шестилучевая форма сечения трубы применяется в случаях, если требуемый диаметр описанной окружности не позволяет уложить периметр трубы в двухканальную форму сечения или внутри профильной трубы необходимо поместить какое-либо оборудование. Кроме того, шестилучевая форма трубы позволяет получить более надежную герметичность соединения между профильной трубой и обсадной колонной или породой, если профильная труба не подвергается развальцовке. Учитывая, что профильная труба должна в процессе установки превратиться в цилиндрическую, определенного диаметра, и выдержать при этом внутреннее давление не менее 17 МПа, к технологии ее изготовления предъявляются особые требования. Известны различные способы получения продольногофрированных труб.

1-й способ. Профилирование производится в специальных валках трубопрокатных станов. Данный способ зможно применить непосредственно при изготовлении трубы. Достоинством такого метода является высокая производительность и, как следствие, низкая себестоимость. Недостатком является сложность получения перехода профильной части в цилиндрическую. Кроме того, при малых объемах производства данный способ теряет свою эффективность.

Oil&GasEURASIA

ZONE ISOLATION Option 3. Used for getting OLKS-compliant pipe profile. This option is used to produce metallic patches manufactured by technology developed in VNIKRneft Institute. A standard pipe with less-then-required perimeter is used as the pipe shell. The profiling process uses an expander installed in profileshaping point. Perimeter expansion to the desired ● Hexagonal pipes. size is done in parallel ● Труба шестилучевая. to the profile-shaping process. Highly precise parameters of the end product and relatively simple tools setup mean that no preliminary calibration is needed for pipe welding. Also, with this option there is no need for preliminary preparation of the required-diameter pipe.

However, the process creates a significant load formed by composite stress from profile formation and linear defor● Twin-duct pipes. mation, which affects ● Труба двухканальная. the expander, creating significant friction. This option is impractical if pipe wall thickness is 5 mm and above. The pipe material should have a low yield stress, which may impact such product parameters as collapse resistance to external pressure.

Option 4. Similar to Option 3 but here the profiling is performed without the internal expander. This technology is used at “Perekryvatel” to manufacture equipment for local strengthening of walls, hole branching equipment and some other products. This technology was developed jointly by TatNIPIneft and UralNITI Institutes and uses the equipment designed and manufactured by the Irkutsk Heavy Engineering Plant. In this technology, the profiling is done by rollers specifically arranged for minimal power consumption. This setup allows profiling of pipes with up to 12 mm wall thickness. Since this profiling method uses non-standard diameter pipe as profiling feedstock, the pipes need reduction or expansion treatment depending on delta between standard and required pipe diameter. A distinctive feature of this technology is that the resulting profile differs from the profile of the forming rollers but is largely dependent on the tools configuration (with nonlinear configuration-size dependence).

“Perekryvatel” has over 10 years of experience producing profiled pipes. From 2007 to 2010, the company’s work helped to isolate drilling mud loss zones at 151 wells.

Technology is applied in the following regions: Tatarstan, Bashkortostan, Komi, Udmurtia, Perm, Krasnoyarsk, Samara, Saratov, Volgograd, Yamal-Nenets Autonomy.

52

#9 September 2011

2-й способ. Профилирование производится методом протягивания трубы через профильную фильеру. Данный способ хорошо отработан, не требует специального оборудования и технологии, но при данном способе впадины профиля не могут входить в тело трубы глубже, чем диаметр цилиндрической части. Последнее неприемлемо для ОЛКС.

3-й способ. Позволяет получить профильную трубу пригодную для изготовления ОЛКС. Он применяется для получения металлических пластырей, изготавливаемых по технологии института «ВНИКРнефть». Сущность данного способа заключается в том, что в качестве трубной заготовки принимается стандартная труба с периметром, меньшим, чем требуемый периметр. Процесс профилирования происходит при установленной в месте формирования профиля оправке. В процессе профилирования одновременно с формированием сечения происходит увеличение периметра до необходимого размера. При этом получается высокая точность параметров профильной трубы при сравнительно простой наладке инструмента, что позволяет выполнять сварку профильных труб без предварительной калибровки сечения. Кроме того, исключается необходимость предварительной подготовки трубы необходимого диаметра. Однако при этом создаются значительные нагрузки от сложения усилий от формирования профиля, изменения длины профиля, которые передаются на оправку и создают значительные усилия трения. Поэтому при толщине стенки профилируемой трубы 5 мм и выше применять данный способ практически невозможно. Кроме того, материал трубы должен иметь низкий предел текучести, что может негативно сказаться на технических характеристиках изделия, а именно сопротивлении смятию внешним давлением.

4-й способ. Аналогичен третьему, но отличается тем, что профилирование производится без внутренней оправки. Такая технология применяется ООО «Перекрыватель» при производстве оборудования для локального крепления скважин, устройств зарезки боковых стволов и некоторых других изделий. Технология разработана совместно институтами «ТатНИПИнефть» и «УралНИТИ». Реализуется на оборудовании, спроектированном и изготовленном Иркутским заводом тяжелого машиностроения. Профилирование при данном способе производится роликами, положение которых позволяет выполнять профилирование с минимальными энергетическими затратами. Это обеспечивает возможность выполнять профилирование труб с толщиной стенки до 12 мм. При этом способе перед профилированием необходимо получить трубу необходимого диаметра, отличающегося от стандартного, что достигается, в зависимости от разницы стандартного или требуемого диаметра трубы, редуцированием или раздачей. Отличительной особенностью данного способа является то, что, в процессе профилирования, получаемый профиль трубы не соответствует профилю образующих роликов. Поэтому профиль в значительной мере зависит от настройки инструмента, причем зависимость размеров от параметра настройки не линейная. Опыт производства профильных труб ООО «Перекрыватель» составляет более 10 лет. Только за период с 2007 по 2010 годы были изолированы зоны поглощения бурового раствора на 151 скважине. География применения включает: Республику Татарстан, Республику Башкортостан, Республику Коми, Удмуртскую Республику, Пермский край, Красноярский край, Самарскую область, Саратовскую область, Волгоградскую область, ЯмалоНенецкий автономный округ.

Oil&GasEURASIA

ƗƶưƹƲư ƯƨƪƭƸǀƭƵǃ. ƒƶƴƷƨƵưLJ ƕƨƳƲƶ – ƪƨǀ ƭƬưƵƹƺƪƭƵƵǃƱ ƷƶƹƺƨƪǁưƲ ƽưƴưƿƭƹƲưƽ ƸƭƨƫƭƵƺƶƪ ƬƳLJ ƵƭƼƺƭƫƨƯƶƪƶƱ ƬƶƩǃƿư ư ƷƭƸƭƸƨƩƶƺƲư. На всех этапах производства– с первых шагов по разработке скважины до самой сложной перегонки и очистки воды - компания NALСO будет с вами рядом. Мы доставим вам любые химические реагенты для нефтедобычи. Мы знаем, как работать в экстремальных условиях, а наши профессионалы, наши технологии и местная инфраструктура - к вашим услугам. Завод NALСO в Когалыме выпускает продукцию и затем доставляет ее в самые удаленные районы Западной Сибири. А еще Когалымский завод – это надежная техническая база для наших квалифицированных специалистов, работающих по всему региону. Технологии мирового уровня. Направленность на развитие региона. Присутствие на местах. С компанией NALСO вы больше не будете искать, кто решит ваши проблемы по поставкам химических реагентов для добычи нефти и газа. Мы уже здесь, с вами, в Западной Сибири. И готовы предоставить полный спектр услуг.

Nalco - Когалымский завод химреагентов 628486 Северная промзона Ľ Ул. Ноябрьская 13, г. Когалым ХМАО-Югра Тюменская область Ľ Тел/факс +7 34667 44234 Манохин Владимир Викторович Ľ Сорочайкин Виталий Владимирович Офис в Москве 25 этаж, Павелецкая пл., 2/2 Ľ Москва, Россия, 115054 Тел/Факс: +7 495 980 7282 / 7281 Ľ Бухарина Мария Владимировна Офис в Казани 4 этаж, ул. Петербургская, 30 Ľ Казань, Россия, 420107 Тел/Факс: +7 843 238 9556 / 2525 Ľ Узун Оксана Евгеньевна

The 20th World Petroleum Congress 4-8 December 2011, Doha, Qatar www.20wpc.com

5 DAYS IN DECEMBER

500 •50SPEAKERS MINISTERS •500 CEOs •500 MEDIA 5000 DELEGATES

Ofcial International Arabic Newspaper

Ofcial Publication

Ofcial Law Firm and Carbon Offset Partner

Ofcial International Magazine

Ofcial Business News Service

Ofcial Airline

Ofcial Business Broadcaster

Ofcial International Business Newspaper

Ofcial Global News Service

Ofcial Newswire Service

Ofcial Auditor and Business Advisor

Ofcial Daily Newsletter

БУРОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

EP-H:

Innovative PDC Cutters From China

Инструмент серии EP-H:

инновационный алмазный резец PDC из Китая This article was supplied courtesy of Henan Jingrui Company

Статья предоставлена компанией Henan Jingrui

E

P-H series of PDC cutters is the latest product designed by Henan Jingrui Superhard Material Co., Ltd. for oil and gas driling.

Compared with previous EP series, EP-H series has several improvements.

Wear resistance has increased 400 percent. High-quality diamond powder and WC substrates have been chosen as the raw material to guarantee the quality of EP-H cutters from the beginning. This also increases wear resistance.

The instrument functions stably.

After improving the equipment and perfecting our craft, we can control the sintering temperature and press accurately, giving us the ability to keep the product functioning consistently.

Furthermore, impact resistance has increased 300 percent. No delamination and crack occurs on the cutters during drilling. The resistance energy is more than 800 J, which leads the technology in China.

The thermal stability has also been improved. The impurity content in the diamond layer that influences the thermal temperature has decreased significantly after perfecting the craft. The thermal transmission of EP-H series is better than that of EP series, and its thermal temperature increases by 100 С.

Since the introduction of EP-H series, it has performed stably in Xinjiang and Shandong region of China. Its perfect feature of selfsharpening promises the drilling speed in the medium-hard formations, such as sandstone, limestone and the mire rock.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Р

● Two kinds of

cutters’ destructive situation after drilling imitation testing. ● Два вида разрушения резцов после тестового бурения.

EP-H

EP

езец серии EP-H, выполненный из поликристаллических алмазных композитов, является последней разработкой компании Henan Jingrui Superhard Material Co., Ltd. для нефтегазовой промышленности. По сравнению с предыдущей серией EP, серия EP-H была усовершенствована. Износостойкость увеличилась на 400%. Для обеспечения гарантии качества резца серии ЕР-Н в качестве сырья использовались материалы из высококачественного алмазного порошка и карбида вольфрама, что также повышает износостойкость. Резец работает стабильно. Более высококачественное оборудование и повышение качества технологических процессов, позволяют четко контролировать температуру спекания и процесс прессования, и, благодаря этому, поддерживать качество продукции на высоком уровне. Ударопрочность увеличилась на 300%. При бурении материал инструмента не расслаивается и не трескается. Энергия сопротивления превышает 800 Дж, что является наилучшим показателем в промышленности Китая. Также улучшилась термостойкость. В результате повышения качества технологических процессов значительно снизилось количество примесей в алмазном слое, влияющее на температуру теплопередачи. Серия ЕР-Н обладает лучшими характеристиками теплопередачи, чем серия ЕР: температура теплопередачи новой серии увеличилась на 100 °C. С момента внедрения, резцы серии EP-H стабильно работали в регионах Синьцзян и Шаньдун (Китай). Резец самозатачивающийся, и это свойство обеспечивает скорость бурения в слоях средней твердости, таких как песчаник, известняк и торфяные породы.

55

ADVERTORIAL SECTION

HORIZONTAL DIRECTIONAL DRILLING

SP VIS-MOS Expands the Boundaries of Horizontal Directional Drilling (HDD) ООО «СП ВИС-МОС» расширяет границы применения метода горизонтальнонаправленного бурения (ГНБ) This article was supplied courtesy of SP VIS-MOS Company

T

Статья предоставлена ООО «СП ВИС-МОС»

Ш

he underwater segment of the project entitled “The Interестнадцатого августа 2011 года, в рамках подготовки к самsettlement Gas Pipeline From Vladivostok Gas Distributing миту АТЭС 2012, закончено строительство подводного участStation to Natural Gas Consumers of Russkiy Island with ка объекта: «Межпоселковый газопровод от ГРС г. Владивосток a Branch to TEC-2 Power Station, Vladivostok, the Primorye до потребителей природного газа о. Русский с отводом на ТЭЦ-2 г.

Territory” was completed on 16 August 2011, in preparation for Владивосток Приморского края». Газ будет поступать из ГТС «Сахалин APEC-2012. Natural gas will come from the Sakhalin – Khabarovsk – Хабаровск – Владивосток» и использоваться как основное топливо для – Vladivostok trunk pipeline and will be used as the main fuel for the ТЭЦ-2 и для нужд теплоэнергоснабжения объектов саммита.

TEC-2 power station and for heating the facilities of the summit. Газопровод проходит под проливом Босфор – Восточный, для его The gas pipeline passes under Bospor – Vostochnyi Strait; the строительства была выбрана технология горизонтально-направленного project operator has chosen horizontal directional drilling (HDD) бурения (ГНБ) как метод, не препятствующий судоходству и сохраняюtechnology as a method that will not impede with navigation and щий экосистему пролива. will keep the ecosystem intact. Проект уникален, так как этот подводный переход является беспреце● General Director This is a unique project – this underwater pipeline is unpreceдентным не только по длине, но и по совокупности других параметров.

Alexander Mayer dented not only in length but in other parameters, too. Its length is Его протяженность составляет по основной нитке – 2 857 м, по резерв● Генеральный 2,857 meters for the main thread and 2,773 meters on the reserve ной – 2 773 м. Глубина залегания трубопровода – 30 м ниже самой глудиректор Александр line. The depth of the pipeline is 30 meters below the deepest sea бокой точки дна. Диаметр защитного футляра 426 мм, диаметр рабочеАлександрович Майер point. The diameter of the protector – 426 mm, diameter of the serго трубопровода 273 мм. Перепад высот со стороны материка от точки vice line – 273 mm. Elevation difference from the entry point to входа до нижней точки скважины составляет 140 м, а со стороны остроthe bottom of the borehole is 140 meters on the mainland side and 100 meters on the ва Русский – 100 м.

Russkiy Island side. ООО «СП ВИС-МОС» участвовало в этом проекте на условиях субподряSP VIS-MOS company participated in this project as HDD subcontractor. да по ГНБ. Заказчиком являлось ОАО «Газпромрегионгаз», генподрядчиком – ОАО Gazpromregiongaz was the Ordering Party, Spetsgazremstroi – the prime contractor, «Спецгазремстрой», подрядчиком по проектно- подготовительным работам – ООО ИПСК IPSK NGS-TEMPOBUR – contractor for project design. «НГС-ТЕМПОБУР».

Engineering staff of the company, realizing the strategic importance of the pipeline Инженерно-технический состав компании, понимая стратегическую важность газоfor the development of the Primorye Territory, on the one hand, and recognizing the провода для развития Приморского края, с одной стороны, и осознавая уникальность и сложность объекта, с другой стороны, в подготовительный период уделил огромное внимание выбору технологического подхода к строительству объекта. Было принято решение осуществлять одновременно бурение двух пилотных скважин навстречу друг другу с целью пересечения и формирования единого ствола. Одна буровая установка (PD-450/150 АМ) находилась на материковой части со стороны мыса Назимова, а вторая установка (PD-220/67) – на острове Русский. Стыковка скважин осуществлялась на расстоянии 1 800 м от материка, и 1 050 м от острова Русский соответственно. Чтобы вести проходку точно по проектной траектории и осуществить стыковку с необходимой точностью, применялась одна из самых совершенных на сегодняшний день навигационных систем, которая при помощи компьютерной программы позволяла буровым головкам буквально «видеть» друг друга. Для строительства данного объекта ООО «СП ВИС-МОС» приобрело у лучших мировых производителей буровой инструмент, позволяющий работать в сверхпрочных грунтах. Но уже в ходе пилотного бурения выяснилось, что данные по геологии хотя и были достаточно близки к действительности, все же

56

Oil&GasEURASIA

ГОРИЗОНТАЛЬНО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ

uniqueness and complexity of the object, on the other hand, paid great attention during the preparatory period to project technology selection.

It was decided to drill simultaneously two pilot boreholes from opposite directions for meeting halfway to form a single link. One drilling rig, (a PD-450/150 AM) was located on the mainland by Nazimova Cape, the other (a PD-220/67) – on Russkiy Island. The boreholes met 1,800 meters from the mainland and 1,050 meters from the Russkiy Island.

To keep right on the drilling route and complete the linkage with the required accuracy, the company used one of the most up-to-date navigation systems, which uses a computer software to enable the drill bits to literally “see” each other.

For this project SP VIS-MOS acquired drilling tools for heavy-duty soils from the world’s best manufacturers. But the pilot drilling revealed that although the geologic data was quite accurate, it failed to give a precise picture of soil abrasion and fracturing. With up to 174 MPa soil strength (equal to the strength of metal), abrasion was such that the cogs of tailor-made conerock bits were gone within mere 200-250 meters. This tool wear was impossible to foresee based on the geologic data provided.

Consequently, during the course of the project the company had to turn to Australia to order exclusive drilling tools – diamond (PDC) bits. This equipment costs several times more than rock bits; the material costs were exacerbated by the time lag. Drill bits manufacture and complex customs and logistics procedures delayed the project, delaying the project completion date. Initially the company planned to install main and reserve lines one after another, but now, in order to cut down the delay, the work had to be run in parallel.

Diamond bits significantly streamlined and speeded up the drilling, but the bits themselves were gone within 400-500 meters. In world practice of directional drilling, no company had ever faced such tool losses.

The selection of drilling muds was also complicated as the solution had to be prepared with salted water, using a special gel powder with additives to achieve the level of consistency sufficient for countering extensive fracturing throughout the borehole route in parallel to doing the usual “drilling mud” work.

The pipeline was installed from the island to the mainland. Due to the great length of the pipeline, and therefore the string weight, the company decided at this stage to combine the HDD technology with pushing technology. The 450-ton drilling unit pulled the pipe string on the mainland, while the 500-ton pusher on Russkiy Island pushed the string into the borehole to lower the rig load and minimize the emergency levels. This engineering solution proved successful and pipeline was installed.

The link under Bospor – Vostochnyi Strait is unique: while docking links and ultralong links do exist, there are no examples of docking links almost 3 kilometers long and drilled in the environments where soil strength approaches that of metal.

The success of this project was due to the fact that the SP VIS-MOS engineers switched on out-of-the-box thinking, deciding to use a synergy of several technologies rather than implementing them one by one. As a result, the customer received a unique linkage while HDD technology, thanks to SP VIS-MOS, not just moved one small step forward but made a leap into the future.

SP VIS-MOS has been on the horizontal directional drilling (HDD) market for 17 years – in fact, the company pioneered HDD technology in Russia. Over these 17 years, the company drilled over 500,000 linear meters of soil varying in difficulty.

432008, Russia, Ulyanovsk, 2 Pozharskogo St. tel. (8422) 34-22-44, fax (8422) 34-22-45 www.vis-mos.ru info@vis-mos.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

не давали полной картины по абразивности грунта и его трещиноватости. При прочности грунта до 174 МПа, что приравнивается к прочности металла, абразивность была такова, что через 200-250 м зубцы специальных шарошечных долот полностью стирались. Такой износ инструмента, исходя их предоставленных данных по геологии, предусмотреть было нельзя. Поэтому уже в ходе ведения строительства перехода, пришлось заказывать в Австралии эксклюзивный буровой инструмент, алмазные (PDС) долота. Данные долота дороже шарошечных в несколько раз, кроме того, к материальным затратам присоединились и временные. Период изготовления долот и сложные таможенно-логистические процедуры задерживали строительство, в связи с чем сдвинулись сроки выполнения работ. Если изначально планировалось строить основную и резервную нитки трубопровода последовательно, то теперь для минимального выхода из графика пришлось начать строительство резервной скважины параллельно с основной. Применение алмазных долот заметно оптимизировало процесс бурения и увеличило его скорость, но и они полностью стачивались через 400-500 м. В мировой практике горизонтально-направленного бурения с такими потерями инструмента не приходилось работать еще никому. Много сложностей представлял собой и подбор бурового раствора, его приходилось готовить на соленой воде и, используя специальный глинопорошок с присадками, достигать консистенции, позволяющей ему не только выполнять свое основное назначение, но и реализовывать дополнительную функцию, а именно – бороться с обширной трещиноватостью по всей траектории скважины. Протяжка трубопровода осуществлялась с острова на материк. Из-за большой длины трубопровода, а следовательно, и веса плети, было принято решение на этом этапе сочетать технологию ГНБ с технологией проталкивания. Со стороны материка буровая 450тонная установка тянула на себя трубопроводную плеть, а со стороны острова Русский 500-тонный доталкиватель направлял плеть в скважину от себя, таким образом снижая нагрузку на буровую установку и минимизируя возможность возникновения аварийной ситуации на этом этапе. За счет данного инженерного решения удалось успешно осуществить протаскивание трубопровода. Переход под проливом Босфор – Восточный на сегодняшний день не имеет аналогов в мире, где уже есть примеры стыковочных переходов, сверхдлинных переходов, но нет примеров стыковочных переходов практически трехкилометровой длины, выполненных в грунтах, сопоставимых с прочностью металла. Успех в реализации данного проекта был обусловлен тем, что инженерно-технический состав ООО «СП ВИС-МОС» сумел отойти от стереотипов, не стал рассматривать несколько технологий отдельно друг от друга, а органически включил их в процесс строительства. В итоге заказчик получил уникальный переход, а технология ГНБ, благодаря «СП ВИС-МОС» не просто продвинулась на шаг вперед, а совершила рывок в будущее.

ООО «СП ВИС-МОС» работает на рынке горизонтально-направленного бурения (ГНБ) 17 лет, является основоположником метода ГНБ на территории Российской Федерации. За время своего существования выполнило более 500 тыс. п.м. переходов различной степени сложности.

432008, Россия, г. Ульяновск, ул. Пожарского, 2 тел. (8422) 34-22-44, факс (8422) 34-22-45 www.vis-mos.ru info@vis-mos.ru

57

DESIGN ENGINEERING

ADVERTORIAL SECTION

От проектирования к инжинирингу и управлению данными Статья предоставлена компанией AVEVA

П

еремены в промышленном проектировании, повлекшие за собой полный пересмотр процесса создания подобных проектов начались с осознания того, что для выполнения сложных задач, требующих согласования и выпуска огромного количества документации, необходимы иные средства. Данным средством смогли стать компьютеры, которые к счастью, на тот момент уже получали все большее распространение в различных научных областях, и был намечен переход к использованию их в прикладных задачах. Для проектирования сложных объектов требовались информационные технологии, которые могли бы заставить инженеров думать по-новому и, что самое главное, позволили бы избежать или минимизировать многочисленные проектные ошибки, как правило, выявляющиеся уже на этапе строительства объекта. Глобальной же целью, являющейся актуальной в наши дни и продолжающей стимулировать развитие информационных технологий, остается повышение эффективности в целом, независимо от объекта, на котором применяются информационные технологии. Системы автоматизированного проектирования появились и стали использоваться около 40 лет назад, по прошествии которых изменилось многое, но ключевым осталось одно – компании-разработчики ставят перед собой цель непрерывно повышать продуктивность бизнеса своих клиентов при помощи современных решений. Именно благодаря развитию информационных технологий, произошел постепенный переход от проектирования на кульмане к инжинирингу. По сути, эти два термина – «проектирование» и «инжиниринг» – мало отличаются друг от друга. Инжиниринговая компания выполняет те же работы, что и, допустим, проектный институт, однако есть ключевой параметр – инжиниринговая компания, по умолчанию, использует современные ИТ-средства для проектирования. Говоря проще – современный подход не может быть реализован без современных технологий. Надо сказать, что как технологии, так и подходы к их внедрению уже успели сложиться на совершенно новом качественном уровне. Многие компании по всему миру, переведя реализацию проектов на современные рельсы, задумываются о дальнейших шагах автоматизации, так как понимают, что развитие за счет использования прогрессивных информационных технологий быстро оправдывает вкладываемые в них средства. Сегодня разработчики, лидерство которых определилось за годы стремительного технологического прогресса, предлагают инжиниринговым компаниям не только готовые решения, но и проверенные на практике подходы их использования, где одним из первоначальных этапов является автоматизация проектной деятельности посредством внедрения системы трехмерного проектирования.

58

Сейчас практически все инжиниринговые компании используют в свей работе какие-либо ИТ-решения. 2Dтехнологии применяются всеми проектными организациями. Однако с помощью решений «низшего» уровня, к которым относятся двумерные решения, нельзя автоматизировать весь проектный процесс. Развитие технологий ушло далеко вперед, поэтому 2D-решения оправдывают себя только в случаях использования в небольших проектах. Когда речь идет о проекте завода или теплоэлектростанции, необходима комплексная 3D-модель всего сооружения. В случае же, когда организация стремится предоставить весь спектр услуг по сопровождению проекта, то есть выйти на уровень EPC-компании, современная платформа для проектирования и управления информацией является необходимым условием для реализации этих стремлений. Поэтому этап перехода от 2D к 3D – обязательный и неизбежный. Эффективность применения систем 3D доказана многочисленными успешными проектами. Решения для трехмерного проектирования широко используются во всем мире для проектирования, поддержки монтажа и строительства, эксплуатации и ремонта промышленных объектов. Такой подход позволяет существенно повысить качество и сократить сроки выполнения проектных работ, а также эффективно спланировать и организовать работы на всех последующих этапах жизненного цикла объекта. Необходимо также отметить, что использование системы трехмерного проектирования стало обязательным требованием заказчиков при проведение тендеров на выполнение проекта.

После внедрения системы трехмерного проектирования высокого уровня, «в руках» инжиниринговой компании появляется современный инструмент, который автоматически повышает ее конкурентоспособность и открывает ряд существенных выгод и преимуществ. Перечисленные ниже пункты были выделены в результате использования решения AVEVA PDMS.

Высокая эффективность ● Использование мощных инструментов проектирования для каждой дисциплины, предназначенных для создания трехмерной среды с высоким уровнем визуализации и интуитивно понятным пользовательским интерфейсом. ● Высокий уровень автоматизации, интеллектуальное поведение и функции, основанные на правилах, позволяют повысить уровень процесса проектирования по всем дисциплинам. ● Возможность совместного использования информации о компонентах, а также повторное использование проектных данных сокращает требуемое количество человеко-часов и сроков сдачи в эксплуатацию.

Высокое качество ● Трехмерное проектирование увеличивает эффективность работы проектных групп и позволяет получить проект без коллизий на начальном этапе. ● Проверка на коллизии, проверки целостности данных, а также использование правил обеспечивают высокое качество проектирования и сокращение повторной работы.

● Проект Туапсинского НПЗ

выполнен в программном комплексе AVEVA компанией ООО «ЛЕНГИПРОНЕФТЕХИМ».

Oil&GasEURASIA

ПРОЕКТИРОВАНИЕ

● Получение чертежей из единой базы данных обеспечивает соответствие между чертежами, спецификациями и данными модели. ● Точное определение затрат на производимые изменения. ● Функции автоматического выделения изменений как в единой базе данных, так и на чертежах позволяют легко идентифицировать и управлять изменениями, а также определять специалиста, внесшего эти изменения. Возможность сравнивать и выделять измене● ния, произведенные в определенный промежуток времени.

Сокращение сроков сдачи проекта ● Уменьшение работы по исправлению ошибок при монтаже/строительстве объекта, согласованное проектирование различных участков, высокая эффективность и качество проектирования.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Возможность быстрого реагирования на вноси● мые проектные изменения, включая изменение структуры проекта в процессе его выполнения, динамичное подключение к работе новых местоположений или же устранение существующих. ● Высокий уровень управления и контроля рабочими и информационными ресурсами. ● Снижение затрат на доработку на этапе монтажа и строительства объекта благодаря наличию точной информации о необходимых материалах и ресурсах. Высокая производительность труда проекти● ровщиков и оптимизация использования инженерных ресурсов благодаря распределенному проектированию (работа территориально удаленных групп проектировщиков над одним проектом). Трехмерное проектирование гарантирует не только более эффективное выполнение проектных работ подрядчиком по проектированию, но и возможность эксплуатирующей организации-заказчику (owner

● Установка по переработке углеводородного газа ОАО «Губкинский ГПК» Проект выполнен в программном комплексе AVEVA компанией ООО «ЛЕННИИХИММАШ». Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

operator) получить цифровую интеллектуальную трехмерную модель предприятия для ее дальнейшего использования на этапах жизненного цикла промышленного объекта. Завершив этап автоматизации проектирования и наладив взаимодействие отделов, инжиниринговая компания, как правило, приступает к процессу консолидации инженерных данных и управления ими. Эта задача актуальна и для эксплуатирующей организации, которая получает «в свои руки» теперь уже не несколько тонн инженерной информации на бумажных носителях, а многочисленные файлы в различных форматах и приложениях. Каждая подрядная организация передает заказчику свою часть работы, которую в дальнейшем, на всем жизненном цикле объекта, необходимо сделать доступной для служб объекта с целью обновления и дополнения в соответствии с изменениями. Качественная консолидация данных и средства, которые обеспечат к ним доступ, очень важны для руководства компании, так как от наличия актуальной, проверенной информации в нужное время и в нужном месте зависят принимаемые ими решения. Данный этап лучше рассмотреть на примере инженерного портала AVEVA NET Portal, зарекомендовавшего себя как надежная платформа для консолидации данных, возможностями которой пользуются ведущие российские и зарубежные компании. AVEVA NET Portal – специальное решение для управления данными, объединяющее информацию, поступающую из различных источников для осуществления контроля над процессами проектирования, снабжения и строительства. Решение классифицирует данные в соответствии с потребностями пользователей, обеспечивая наиболее полное представление о проектируемом и строящемся предприятии. Система создает автоматическую интеллектуальную связь и обеспечивает соответствие данных для легкого доступа к ним. Данные и документы в среде инженерного портала взаимосвязаны на уровне объектов и, более того, возможно обеспечение контекстного поиска по параметрам элементов. Решение можно легко развернуть и настроить в дополнение к существующим рабочим процессам и информационным системам организации. Оно полностью безопасно для управления информацией, что уже неоднократно доказывалось в ходе эксплуатации на сложнейших технологических объектах. Таким образом, выбирая путь, по которому будет идти развитие компании, следует опираться на комплексный подход, позволяющий внедрить современные ИТ-технологии на всех этапах жизненного цикла реализуемых проектов. Если говорить о промышленном проектировании, то такой подход, в основе которого лежат высокотехнологичные решения, предлагается компанией АVЕVА. Описанные в данной статье преимущества использования комплекса программ не могут дать полного представления о всей широте возможностей, но самым лучшим подтверждением как истинности данных слов, так и правильности выбранного пути является успешный бизнес компаний, выбравших эти технологии в качестве основного инструмента, по всему миру.

59

ENGINEERING SURVEYS

ADVERTORIAL SECTION

Autonomous Underwater Vehicle (AUV) to be Used for Engineering Surveys on the Undersea Section of “South Stream” Pipeline

Выполнение инженерных изысканий

с использованием автономного подводного аппарата (АUV) по трассе морского участка газопровода «Южный поток» This article was supplied courtesy of Piter Gaz Company

I

nterview with Alexander Arkhipov, First Deputy General Director for engineering – Alexander, you control the implementation of comprehensive engineering surveys and project design directions within the company. What are the key projects you work on now?

– Currently, our priority project is the complex engineering survey for undersea segment of “South Stream” gas pipeline.

The pipeline route is long, about 900 kilometers across the Black Sea, passing through the territorial waters and exclusive economic zones of the Russian Federation, the Republic of Bulgaria and the Republic of Turkey. As you know, the pipeline will pump Russian natural gas to South and Central Europe. Gas exports (including fuel gas) are estimated at 63.0 billion cubic meters per year.

– What are the challenges you face in implementing the project?

– The “South Stream” project is extremely challenging from technical viewpoint. At the engineering survey stage, the main difficulty is a considerable (over 2,100 meters) sea depth of the pipeline route. At the subsequent design and construction stages the key challenges will be the special conditions of the sea bed, the steep (up to 27 degrees) slopes, geological hazards, high seismic activity at the route. Of particular note is the high hydrogen sulfide content in water and soil – the component is particularly damaging for concrete and metal pipeline structures.

Such environmental conditions require the most detailed information on seabed properties, the structure and properties of the foundation bed.

– What engineering surveys have been conducted so far, what methods were used?

Engineering surveys for pipeline design and construction began in 2009 and continued in late 2010 and into 2011.

The work was run from the research vessels using multibeam sonar and surface analyzer.

In shallow waters (up to 200 meters) we also used appendages – side-scan sonar and magnetometer.

In 2009 the company completed reconnaissance survey topography for sea bed and foundation bed. Obtained data confirmed the technical feasibility of the project.

2010–2011 surveys provided the information for optimization of the pipeline route in shelf waters up to 200 meters deep.

The collected data are sufficient for selecting the final route of the pipeline.

Available data on the sites of intersection of the underwater slopes and abyssal plains provide only general details for pipe- ● Fig. 1. Positioning of HUGIN 3000. line route selection. The level of ● Рис. 1. Позиционирование АНПА detalization is insufficient for HUGIN 3000.

60

Статья предоставлена ООО «Питер Газ»

И

нтервью с первым заместителем генерального директора по инжинирингу Александром Алексеевичем Архиповым.

– Александр Алексеевич, вашим направлением деятельности в компании является руководство всеми процессами выполнения комплексных инженерных изысканий и проектирования. Над какими приоритетными проектами вы работаете в настоящее время?

– В настоящее время первоочередным проектом для нашей компании является выполнение комплексных инженерных изысканий по морскому участку газопровода «Южный поток». Проектируемая трасса имеет значительную протяженность, около 900 км, по Черному морю и проходит по территориальным водам и исключительным экономическим зонам Российской Федерации, Республики Болгария и Турецкой Республики. Как вы знаете, газопровод предназначен для поставок российского природного газа в страны Южной и Центральной Европы. Предполагаемый объем газа на экспорт (включая топливный газ) составляет 63,0 млрд м3/год.

– С какими проблемами вам приходится сталкиваться при реализации проекта?

– Реализация проекта «Южный поток» чрезвычайно сложна в техническом отношении. На стадии проведения инженерных изысканий основной сложностью является значительная глубина моря по проектной трассе, которая превышает 2 100 м. На стадии последующего проектирования и строительства осложняющими факторами будут являться особые условия рельефа морского дна, необходимость пересечения крутых склонов до 27°, наличие геологических опасностей, высокая сейсмичность территории. Особо следует отметить высокое содержание сероводорода в воде и грунте, оказывающее разрушающее воздействие на бетонные и металлические конструкционные элементы трубопровода. В таких природных условиях необходимо располагать наиболее детальной информацией о характеристиках рельефа морского дна, строении и свойствах грунтового основания.

– Какие инженерные изыскания проведены к настоящему времени и какие методы использовались? Инженерные изыскания для проектирования и строительства трубопровода были начаты в 2009 году, продолжены в конце 2010 года и в 2011 году. Работы выполнялись с борта научно-исследовательских судов с установленными на них многолучевым эхолотом и профилографом, на участках с небольшими глубинами (до 200 м) также применялись и буксируемые устройства – гидролокатор бокового обзора и магнитометр. В 2009 году была выполнена рекогносцировочная съемка рельефа дна и грунтового основания. Полученные данные подтвердили техническую осуществимость проекта в целом. Съемки, проведенные в 2009–2011 годах, позволили оптимизировать маршрут прокладки трассы газопровода на участках шельфа и берегового примыкания на глубинах до 200 м коридора в котором будут выполняться детальные изыскания.. Полученные данные достаточны для выбора окончательного проложения трассы. На участках пересечения подводных склонов и абиссальной равнины, по имеющимся материалам, возможно лишь выбрать генеральный маршрут прокладки трассы. Детальность проведенных работ недостаточна для принятия проектных решений.

– Как вы только что отметили, детальность проведенных работ недостаточна для выбора окончательного маршрута трассы. Каким образом вы планируете проведение детальных инженерных изысканий на указанных участках?

– Действительно, большая часть проектируемой трассы трубопровода проходит по акваториям значительной глубины (от 200 до более 2 100 м), а переход на шельфовые прибрежные Oil&GasEURASIA

ИНЖЕНЕРНЫЕ ИЗЫСКАНИЯ

making fine-tuned project decisions.

– As you just pointed out, the detail level is insufficient for selecting the final route of the pipeline. How do you plan to run detailed engineering survey on these segments?

– Indeed, much of the projected pipeline ● Fig. 2. HUGIN 3000 route runs over the sea ● Рис. 2. Погружение АНПА HUGIN 3000 at a considerable depth (from 200 meters up to over 2,100 meters); the end shelf to deep sea slopes are steep with highly dissected topography. Considering the above, as well as little knowledge of the studied region, we plan to use AUUV (autonomous unmanned underwater vehicle) for hydrographic and geophysical surveys.

The AUUV carries the following hydrographic and geophysical equipment: – Multibeam sonar for seabed topography data and digital elevation modeling; – Side-scan sonar for detection of seabed man-made and natural objects that encumber the safe pipeline placement; – Profiler for collecting data on quality parameters of the layers forming the seabed.

Moving in close proximity to the sea floor, some 50 meters above, the AUUV enables detailed deep sea exploration (up to 3,000 meters).

Also, AUUV’s high-resolution data are useful for detailed inspection of deep-sea pipelines.

AUUV underwater navigation is fully autonomous, calculated by the data coming from the onboard inertial navigation system. Simultaneously, the research ship, while moving above the device, monitors its coordinates using ultrafine acoustic underwater positioning system. There is also an acoustic communication channel between the device and the operator at the vessel, for controlling power, recording, propulsion and other AUUV systems. The operator can use the channel for issuing verbal commands to the device. The AUUV is propelled by an electric motor fed by on-board batteries; single charge runs the device for up to 24 hours at a speed of about 7 kilometers per hour.

– What are the advantages of using the AUUVs? There is no better option than AUUV for detailed engineering surveys at significant depths.

Alternatively, the following underwater research equipment may be used: – Remotely operated vehicle (ROV); – Deep-sea tow system (Tow Fish).

However, these options lose the game compared to the AUUV. For example, ROV surveys will take much longer due to the limited speed of the underwater device, below 4 kilometers per hour.

Tow Fish is also impractical because at the depths of about 2,000 meters, the length of the tow cable will exceed 10 kilometers, requiring additional vessel for positioning and leading to huge time losses during the switchover from one survey traverse to another.

The first AUUV development began in the 1980s; production prototypes appeared already in 1990s. AUUVs are designed and manufactured in different countries – US, Canada, Norway, France, Japan. Built devices successfully operate at various sites, being used for complex engineering surveys, construction and subsequent operation of the deep-sea underwater structures around the world.

– What other equipment do you use in the project?

On this project we also plan to use the HUGIN 1000 for the 3,000 meters. The device was built by Kongsberg Maritime AS, a market leader in marine research and navigation equipment.

We plan to equip this device with multibeam sonar Kongsberg EM 2040, which is a fundamentally new and the most modern model of multibeam sonar.

It is worth noting the compactness and mobility of the system as a whole. The required for project work equipment – the apparatus, the energy complex maintenance system, computers and operator workstations are installed in a mobile container for easy transportation, installation and operation on any vessel. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

участки проходит по склону со значительными уклонами морского дна, характеризующимися сильно расчлененным рельефом. Ввиду перечисленных выше сложностей, а также малой изученности исследуемого района, для выполнения гидрографических работ и геофизических исследований планируется использование АНПА (автономного необитаемого подводного аппарата). АНПА является носителем для следующей гидрографической и геофизической аппаратуры: – многолучевого эхолота, используемого для получения данных о рельефе морского дна и построения цифровой модели рельефа; – гидролокатора бокового обзора, применяемого для обнаружения техногенных и природных объектов на морском дне, препятствующих безопасной укладке газопровода; – профилографа для получения данных о качественных характеристиках грунтов, образующих морское дно. Двигающийся в непосредственной близости от морского дна, на расстоянии 20-50 м, АНПА позволяет проводить детальные изыскания на морских глубинах до 3 000 м. Также, в силу возможности получения данных высокого разрешения, АНПА применим и для детального обследования состояния трубопроводов, построенных на больших глубинах. Движение АНПА под водой – полностью автономное, осуществляется по счислению на основе данных инерциальной навигационной системы, установленной на борту аппарата. Одновременно экспедиционное судно, двигаясь над аппаратом, отслеживает его координаты при помощи акустической системы подводного позиционирования со сверхкоротким базисом. Существует и акустический канал связи между аппаратом и оператором на судне, по которому происходит контроль состояния энергетической, регистрирующей, движительной и прочих систем аппарата. Также оператор, используя этот канал, может и отдавать команды аппарату , в том числе корректировать параметры сбора данных. АНПА приводится в движение при помощи электромотора, питаемого набортными батареями, время работы на одной зарядке достигает 24 часов, при скорости движения около 7 км/ч.

– Каковы преимущества применения АНПА? При выполнении инженерных изысканий на больших глубинах применение АНПА является наиболее эффективным с точки зрения затрат времени и средств. Как альтернативу возможно рассматривать применение следующих видов подводной исследовательской техники: – телеуправляемого подводного аппарата (ТНПА(ROV)); – глубоководной буксируемой системы (Tow Fish). Однако указанные варианты проигрывают по сравнению с АНПА. Так, например, с применением телеуправляемых подводных аппаратов ROV сроки выполнения изысканий будут весьма значительны из-за ограниченной скорости движения аппарата ROV под водой (не более 4 км/ч). Использование буксируемого глубоководного аппарата (Tow Fish) также является нецелесообразным, так как на глубинах около 2 000 м длина буксирного кабель-троса будет превышать 10 км, что вызовет необходимость использования дополнительного судна для позиционирования и приведет к огромным временным затратам при переходах от одного галса съемки к другому. Первые разработки АНПА были начаты в 1980-х годах, в 1990-е годы уже появились серийные образцы. Разработка и производство АНПА ведутся в разных странах – США, Канаде, Норвегии, Франции, Японии. Построенные аппараты успешно эксплуатируются на различных объектах при производстве комплексных инженерных изысканий, строительстве и последующей эксплуатации подводных сооружений на больших глубинах по всему миру.

– Какое еще оборудование вы используете в проекте? На данном проекте мы планируем также использовать аппарат HUGIN 1000 для 3 000 м, построенный фирмой Kongsberg Maritime AS, лидером на рынке морской исследовательской и навигационной техники. На борт данного аппарата планируется установка многолучевого эхолота Kongsberg EM 2040, являющегося принципиально новой и наиболее современной моделью многолучевого эхолота. Также стоит отметить компактность и мобильность системы в целом. Необходимое для производства работ оборудование – аппарат, комплекс обслуживания энергетической части, компьютерная техника и рабочие места операторов – смонтированы в мобильных контейнерах, что позволяет транспортировать, устанавливать и эксплуатировать комплекс на любом судне.

61

STOCKHOLM PRECISION TOOLS AB

Stockholm Precision Tools AB – мировой лидер в области разработки инклинометрических навигационных измерительных систем. Уже более 15 лет компания успешно разрабатывает и внедряет уникальные гироскопические инклинометры в нефтяном, газовом и горнодобывающем секторе. Регулярные заказы от крупнейших нефтегазовых, горнодобывающих и нефтесервисных монополий являются не только показателем доверия к качеству и надежности оборудования, произведенного компанией Stockholm Precision Tools AB, но и дают возможность совершенствовать технологии приборостроения, а также расширять географию компании. На сегодняшний день Stockholm Precision Tools AB имеет представительства на 5 континентах, а геонавигационное оборудование установлено в 25 странах мира.

ГЕОГРАФИЯ КОМПАНИИ

Геофизическое оборудование, произведенное компанией Stockholm Precision Tools AB, активно используется в проектах по разработке продуктивных залежей в нефтегазоносных провинциях Северной, Центральной и Южной Америки, в странах Европы, Ближнего Востока и Южной Азии, Африки и Австралии. Stockholm Precision Tools AB активно развивается, расширяя географию своего присутствия, компания имеет широкую дилерскую сеть по всему миру, а также ряд представительств.

США Канада Австралия Россия Индия Колумбия Чили

ОАЭ Иран Оман Армения Тунис Малави Италия

Исландия Мексика Сирия Нигерия Эквадор Пакистан Финляндия

Франция Гондурас Польша Республика Маврикий

SPT GYRO TRACER

SPT GYRO TRACER HT

Бесплатформенный гироскопический инклинометр GyroTracer™ – это высокоточный надежный прибор для подземной навигации. Он применяется в нефтегазовой, горнорудной, угледобывающей, строительной и других отраслях. Gyro Tracer™ предназначен для измерения зенитного угла, географического азимута и угла установки отклонителя бурильного инструмента относительно абсидальной плоскости и географического меридиана c целью определения пространственного положения скважин любого профиля. Гироинклинометр может использоваться в геофизических исследованиях вертикальных, наклонных, наклонноVгоризонтальных, горизонтальных, обсаженных, необсаженных скважин, при вырезке колонны, установке клиньев, бурении боковых стволов скважин старого фонда. Данный прибор позволяет определить кривизну скважины для оптимизации спуска оборудования, а также месторасположения ЭЦН. Используя новейшие технологии, компания SPT AB применяет в этом устройстве миниатюрный динамически настраиваемый гироскоп (ДНГ) для определения направления скважины. В отличие от других каротажных или магнитных инструментов, показания GyroTracer™ не подвержены воздействию магнитного поля. Его можно использовать при проведении геофизических исследований скважин в колонне в магнитноVнеустойчивых зонах. Гироскопический инклинометр состоит из скважинного прибора, наземной панели, батарейного модуля, набора центраторов и ориентирующего наконечника. Программное обеспечение для работы с инструментами SPT AB очень надежно и легко в использовании. Измерения проводятся при остановках скважинного прибора в точках измерения. GyroTracer™ может работать как c геофизическим кабелем через модуль телеметрии и наземный прибор, так и в автономном режиме с питанием от многозарядного батарейного модуля. При работе с кабелем данные в режиме реального времени передаются на компьютер. Можно использовать одножильный или многожильный кабель. GyroTracer является мировым лидером по вырезке боковых стволов. На сегодняшний день с его помощью вырезано более 500 скважин по всему миру.

Stockholm Precision Tools AB впервые представляет высокотемпературный гироскопический инклинометр GyroTracer НТ™. Высокотемпературный гироскопический инклинометр – это высокоточный надежный прибор для подземной навигации, который применяется в нефтегазовой, горнорудной, угледобывающей, строительной и других отраслях.

Gyro Tracer НТ™ предназначен для измерения зенитного угла, географического азимута и угла установки отклонителя бурильного инструмента относительно абсидальной плоскости и географического меридиана c целью определения пространственного положения скважин любого профиля. Гироинклинометр может использоваться в геофизических исследованиях вертикальных, наклонных, наклонноVгоризонтальных, горизонтальных, обсаженных, необсаженных скважин, при вырезке колонны, установке клиньев, бурении боковых стволов скважин старого фонда. Данный прибор позволяет определить кривизну скважины для оптимизации спуска оборудования, а также месторасположения ЭЦН. Используя новейшие технологии, компания SPT AB применяет в этом устройстве миниатюрный динамически настраиваемый гироскоп (ДНГ) для определения направления скважины. В отличие от других каротажных или магнитных инструментов, показания GyroTracer НТ™не подвержены воздействию магнитного поля. Его можно использовать при проведении геофизических исследований скважин в колонне в магнитноVнеустойчивых зонах. Гироскопический инклинометр состоит из скважинного прибора, наземной панели, батарейного модуля, набора центраторов и ориентирующего наконечника. Программное обеспечение для работы с инструментами SPT AB очень надежно и легко в использовании. Измерения проводятся при остановках скважинного прибора в точках измерения. GyroTracer НТ™ может работать c геофизическим кабелем через модуль телеметрии и наземный прибор. При работе с кабелем данные в режиме реального времени передаются на компьютер. Можно использовать одножильный или многожильный кабель.

Технические преимущества

Технические характеристики

t «¾ÂÎÌÂÔÅ¿½ÂÏ ¿ØÎËÇËÏËÔÊÐÛ Å Ê½ÁÂÃÊÐÛ ÅÊÇÈÅÊËÉÂÏÍÅÛ скважин. t ªÂ ÌËÁ¿ÂÍÃÂÊ ¿ÈÅÜÊÅÛ É½ÀÊÅÏÊËÀË ÌËÈÜ ¤ÂÉÈÅ t ªÂ Ï;ÐÂÏ ÌÍÂÁ¿½ÍÅÏÂÈÙÊËÆ Ç½ÈžÍË¿ÇÅ ÌÂÍÂÁ ʽԽÈËÉ замера. t ¡ÈÜ Ê½Ô½È½ ÅÊÇÈÅÊËÉÂÏÍÅÔÂÎÇËÆ Î×ÂÉÇÅ ÁËÎϽÏËÔÊË Ä½Á½ÏÙ широту исследуемой скважины. t ªÂ Ï;ÐÂÏ Ê½Ô½ÈÙÊËÀË ËÍÅÂÊÏÅÍË¿½ÊÅÜ ¿ ÐÎÏÙ t «ÏÎÐÏÎÏ¿Å ÁÍÂÆѽ §½ÃÁØÆ Ä½ÉÂÍ ÊÂĽ¿ÅÎÅÉ ËÏ предыдущего. t ¡ËÌÐÎÏÅÉ½Ü ÎÇËÍËÎÏÙ Á¿ÅÃÂÊÅÜ ®¬ ÌË ÎÏ¿ËÈÐ ÎÇ¿½ÃÅÊØ до 120 м/мин. t ªÂ Ï;ÐÂÏ ÁËÌËÈÊÅÏÂÈÙÊØÒ ÌÍÅÎÌËÎ˾ÈÂÊÅÆ t ËÄÉËÃʽ ǽÈžÍË¿ÇŠʽ ˾ËÍÐÁË¿½ÊÅŠĽǽÄÔÅǽ t ©ÅÊÅɽÈÙÊË ¿ÍÂÉÜ ÌÍËÎÏËÜ Ç½Ç ÎÈÂÁÎÏ¿Å ¿ØÎËÇËÆ надёжности и качества работы аппаратуры и программного обеспечения инклинометра. t ¥ÄÉÂÍÂÊÅ ½ÄÅÉÐϽ ËÏÊËÎÅÏÂÈÙÊË ÅÎÏÅÊÊËÀË ®Â¿Âͽ t ºÇÎÌËÍÏ ÅÄÉÂÍÂÊÊØÒ Á½ÊÊØÒ ¿ &YFM Å ÁÍÐÀÅ ÎϽÊÁ½ÍÏÊØ форматы.

Технические преимущества

t ÍÂÉÜ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ÎÂÇ t ¡Å½Ì½ÄËÊ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ e t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ ÁÈÜ ÄÂÊÅÏÊØÒ ÐÀÈË¿ ÁË

t ®Ï½¾ÅÈÙÊËÎÏÙ ÌËǽĽÊÅÆ ½ÄÅÉÐϽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ËÌÍÂÁÂÈÂÊÅÜ ÄÂÊÅÏÊËÀË ÐÀȽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÌÎÅÁ½ÈÙÊËÀË ÐÀȽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ ËÏÇÈËÊÅÏÂÈÜ ¿ ÁŽ̽ÄËÊ ÄÂÊÅÏÊØÒ ÐÀÈË¿ u t ¡Å½Ì½ÄËÊ Í½¾ËÔÅÒ ÏÂÉÌÂͽÏÐÍ u e ® t ©½ÇÎÅɽÈÙÊË ͽ¾ËÔ Á½¿ÈÂÊÅ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ .¬B t ¢ÉÇËÎÏÙ ½ÇÇÐÉÐÈÜÏËÍÊËÆ ¾½Ï½ÍŠԽΠt ÍÂÉÜ ÊÂÌÍÂÍØ¿ÊËÆ Í½¾ËÏØ ¾ÂÄ ÌËÁĽÍÜÁÇÅ ½ÇÇÐÉÐÈÜÏËÍÊËÆ ¾½Ï½ÍÂÅ не менее 7,2 час. t ¡½ÏÔÅÇ ÐÀÈË¿ËÆ ÎÇËÍËÎÏŠʽ ¾½Ä ¡ª t §¿½ÍÓ¿ØÆ Á½ÏÔÅÇ ÐÎÇËÍÂÊÅÜ.

Габаритные размеры t ¡Å½ÉÂÏÍ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÉÉ s

t ¡ÈÅʽ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÉÉ s ¿ ǽ¾ÂÈÙÊËÉ ÅÎÌËÈÊÂÊÅÅ t ¡ÈÅʽ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÉÉ s

в автономном исполнении. t ©½Îν ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÇÀ t ¡ÈÅʽ ¾½Ï½ÍÂÆÊËÀË ÉËÁÐÈÜ ÉÉ s

Сравнение показаний азимута и зенита Gyro Tracer SPT против показателей Конкурента А, Канада 2008 122 72

120 70

116

68

SPT Ɂɟɧɢɬ ɧɚ ɫɩɭɫɤɟ ɹɧɜ 25

SPT Ⱥɡɢɦɭɬ ɹɧɜ 10

114

Ʉɨɧɤɭɪɟɧɬ Ⱥ ɹɧɜ 24 SPT Ⱥɡɢɦɭɬ ɧɚ ɩɨɞɴɟɦɟ ɹɧɜ 25

112

SPT Ɂɟɧɢɬ ɧɚ ɩɨɞɴɟɦɟ ɹɧɜ 25

66

Ʉɨɧɤɭɪɟɧɬ Ⱥ

Габаритные размеры t ¡Å½ÉÂÏÍ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÉÉ s

t ¡ÈÅʽ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÉÉ s

t ©½Îν ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÇÀ

1

Перо

2

Калибровочная установка

3

Батарейный модуль

4

Центратор обсадной колонны

5

Гиротрейсер

6

Наземная панель 1

SPT Ɂɟɧɢɬ ɹɧɜ 10

SPT Ⱥɡɢɦɭɬ ɧɚ ɫɩɭɫɤɟ ɹɧɜ 25

Технические характеристики t ÍÂÉÜ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ÎÂÇ t ¡Å½Ì½ÄËÊ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ e t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ ÁÈÜ ÄÂÊÅÏÊØÒ ÐÀÈË¿ ÁË

t ®Ï½¾ÅÈÙÊËÎÏÙ ÌËǽĽÊÅÆ ½ÄÅÉÐϽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ËÌÍÂÁÂÈÂÊÅÜ ÄÂÊÅÏÊËÀË ÐÀȽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÌÎÅÁ½ÈÙÊËÀË ÐÀȽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ ËÏÇÈËÊÅÏÂÈÜ ¿ ÁŽ̽ÄËÊ ÄÂÊÅÏÊØÒ ÐÀÈË¿ u t ¡Å½Ì½ÄËÊ Í½¾ËÔÅÒ ÏÂÉÌÂͽÏÐÍ u e ® t ©½ÇÎÅɽÈÙÊË ͽ¾ËÔ Á½¿ÈÂÊÅ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ .¬B t ¡½ÏÔÅÇ ÐÀÈË¿ËÆ ÎÇËÍËÎÏŠʽ ¾½Ä ¡ª t §¿½ÍÓ¿ØÆ ½ÇÎÂÈÂÍËÉÂÏÍ

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА К ГИРОТРЕЙСЕРУ

СРАВНЕНИЕ ГИРОСКОПИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ 118

t «¾ÂÎÌÂÔÅ¿½ÂÏ ¿ØÎËÇËÏËÔÊÐÛ Å Ê½ÁÂÃÊÐÛ ÅÊÇÈÅÊËÉÂÏÍÅÛ скважин. t ªÂ ÌËÁ¿ÂÍÃÂÊ ¿ÈÅÜÊÅÛ É½ÀÊÅÏÊËÀË ÌËÈÜ ¤ÂÉÈÅ t ªÂ Ï;ÐÂÏ ÌÍÂÁ¿½ÍÅÏÂÈÙÊËÆ Ç½ÈžÍË¿ÇÅ ÌÂÍÂÁ ʽԽÈËÉ замера. t ¡ÈÜ Ê½Ô½È½ ÅÊÇÈÅÊËÉÂÏÍÅÔÂÎÇËÆ Î×ÂÉÇÅ ÁËÎϽÏËÔÊË Ä½Á½ÏÙ широту исследуемой скважины. t ªÂ Ï;ÐÂÏ Ê½Ô½ÈÙÊËÀË ËÍÅÂÊÏÅÍË¿½ÊÅÜ ¿ ÐÎÏÙ t «ÏÎÐÏÎÏ¿Å ÁÍÂÆѽ §½ÃÁØÆ Ä½ÉÂÍ ÊÂĽ¿ÅÎÅÉ ËÏ ÌÍÂÁØÁÐÖÂÀË t ¡ËÌÐÎÏÅÉ½Ü ÎÇËÍËÎÏÙ Á¿ÅÃÂÊÅÜ ®¬ ÌË ÎÏ¿ËÈÐ ÎÇ¿½ÃÅÊØ до 120м/мин. t ªÂ Ï;ÐÂÏ ÁËÌËÈÊÅÏÂÈÙÊØÒ ÌÍÅÎÌËÎ˾ÈÂÊÅÆ t ËÄÉËÃʽ ǽÈžÍË¿ÇŠʽ ˾ËÍÐÁË¿½ÊÅŠĽǽÄÔÅǽ t ©ÅÊÅɽÈÙÊË ¿ÍÂÉÜ ÌÍËÎÏËÜ Ç½Ç ÎÈÂÁÎÏ¿Å ¿ØÎËÇËÆ надёжности и качества работы аппаратуры и программного обеспечения инклинометра. t ¥ÄÉÂÍÂÊÅ ½ÄÅÉÐϽ ËÏÊËÎÅÏÂÈÙÊË ÅÎÏÅÊÊËÀË ®Â¿Âͽ t ºÇÎÌËÍÏ ÅÄÉÂÍÂÊÊØÒ Á½ÊÊØÒ ¿ &YFM Å ÁÍÐÀÅ ÎϽÊÁ½ÍÏÊØ форматы.

2

64

110 108

62

106 60

104 58

102 0

100

200

300

400

500

600

700

0

800

100

200

300

400

500

Сравнение показаний зенитного угла Gyro Tracer SPT, Серия 35 и Серия 40, Австралия 2008

Ɂɟɧɢɬ

00

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700

800

3

-64,0 -64,5

600

700,0

-65,0 -65,5

SPT 35

SPT 40

-66,0

4

-66,5 -67,0 -67,5

Ƚɥɭɛɢɧɚ

®Í½¿ÊÂÊÅ ÌËǽĽÊÅÆ ½ÄÅÉÐϽ ÌÍÅ ÎÌÐÎÇ ŠÌËÁ×ÂÉ (ZSP 5SBDFS 415 ®ÂÍÅÜ Å ®ÂÍÅÜ ¿ÎÏͽÈÅÜ

5

131,00 130,50 130,00

Ⱥɡɢɦɭɬ

129,50 129,00 128,50

SPT 35

128,00 127,50 127,00 126,50 126,00 125,00 0,0

100,0

200,0

300,0

Ƚɥɭɛɢɧɚ

400,0

500,0

600,0

700,0

SPT 40

6

The MWM Container.

3 in 1: Power, Heat, Profit.

The MWM Container is a complete cogeneration package for natural gas and biogas applications. Its components are perfectly matched, and at its heart is a powerful MWM genset – all from a

single manufacturer. What’s in it for you?

Maximum efficiency and ecology.

www.mwm.net