April Issue

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

«Питер Газ»: Олег Сергеев о возможностях участия западных компаний в освоении российского шельфа

PeterGaz’s Oleg Sergeev Tells Foreign Investors How Easy It Can Be to Enter JV Projects on the Russian Shelf

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

www.oilandgaseurasia.com

p. / стр. 16

Rosneft – Itera’s Proposed JV Could Knock NOVATEK Off Its Perch as Top Independent Gas Producer «Роснефть» и «Итера» могут потеснить «НОВАТЭК» – p. / стр. 30

лидера рынка независимых производителей газа

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Think the “Foreign Corrupt Practices Act” is a U.S. Issue? Think Again! Думаете, только в США есть FCPA? Подумайте-ка еще раз!

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

L

ast February the former chief executive of KBR, Inc. was sentenced to 30 months in prison for his role in a massive, decade-long scheme to bribe Nigerian government officials to win $6 billion in contracts for development of the Bonny Island liquefied natural gas facility.

Albert “Jack” Stanley, 69, had pleaded guilty in September 2008 in a scheme to route $182 million in bribes to Nigerian government officials. And his sentencing sent a chill through executive suites of not just U.S. corporations, but multi-national and non-U.S. foreign corporations as well.

The case, decided in U.S. Federal Court in Houston, represents the largest and most successful investigation in history under the U.S. Foreign Corrupt Practices Act (FCPА). In pleading guilty to the charges, Stanley agreed to make restitution of $10.8 million, of which $1.55 million remains to be paid. He also faces seven years in prison, though his lawyer has asked that prison time be commuted to house arrest because his cooperation helped secure eight felony guilty pleas, four deferred-prosecution agreements and total fines of $1.7 billion.

But what really caught the attention of the executive suite world-wide was the degree to which persons and companies outside of the United States became caught up in a bribery and kick-back scandal prosecuted under a law generally thought to affect only U.S. companies.

Two former consultants for Houston-based KBR who also pleaded guilty: Jeffrey Tesler, a 63-year-old U.K. lawyer, was sentenced to 21 months in prison, two years’ supervised release, a $25,000 fine and forfeiture of $149 million. Wojciech Chodan, 74, also a UK citizen who had worked for KBR’s UK subsidiary, was sentenced to a year of unsupervised probation and a $20,000 fine. Both had been extradicted from the UK to be tried in the United States. ● And that’s not all, as part of the same U.S. probe, Paris-based Technip SA (TEC), Europe’s second-largest oilfield services provider, agreed pay $338 million to avoid prosecution and resolve claims by the U.S. Security & Exchange Commission (SEC). ● The Dutch engineering firm Snamprogetti Netherlands BV, a venture partner, agreed to pay $365 million with the help of former parent company Eni SpA (ENI) to settle criminal and civil allegations. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В

феврале нынешнего года бывший главный исполнительный директор корпорации KBR был приговорен к 30 месяцам тюрьмы за участие в масштабном, продолжавшемся почти 10 лет, сговоре с целью подкупа нигерийских правительственных чиновников для получения контрактов на строительство завода по производству сжиженного природного газа на острове Бонни, общая сумма которых составила $6 млрд. В сентябре 2008 года 69-летний Альберт Стэнли признал себя виновным в организации схемы перевода $182 млн на подкуп нигерийских правительственных чиновников. Новость о вынесении ему приговора заставила содрогнуться высших должностных лиц не только американских, но также международных и иностранных компаний. Дело, которое рассматривалось федеральным судом в Хьюстоне, стало самым масштабным и наиболее успешным расследованием за всю историю существования «Закона США о противодействии зарубежной коррупционной практике» (FCPA). Признав себя виновным в предъявленных обвинениях, Стэнли согласился возместить убытки на общую сумму $10,8 млн, из которых более 1,5 миллионов пока остаются неуплаченными. Кроме того, ему грозит тюремное заключение сроком на семь лет. Однако его адвокат пытается добиться изменения меры наказания на домашний арест, апеллируя тем, что сотрудничество Стэнли со следствием обеспечило восемь заявлений о признании вины в совершении преступления, четырех соглашений об отсрочке судебного преследования и штрафов на общую сумму $1,7 млрд. Что привлекло к этому делу внимание руководства компаний во всем мире – это степень вовлеченности отдельных физических и юридических лиц в скандал со взятками и «откатами», а также тот факт, что расследование по данному делу проводилось на основании закона, который было принято считать действующим только в отношении американских компаний. Виновными себя признали и два бывших консультанта базирующейся в Хьюстоне KBR. Речь идет о 63-летнем британском адвокате Джеффри Теслере, приговоренном к 21 месяцу тюрьмы, двум годам последующего пребывания под надзором, штрафу в размере $25 тыс. и конфискации в пользу государства имущества на сумму $149 млн. По приговору суда, работавший на английскую «дочку» KBR 74-летний Войцех Ходан будет находиться на ненадзираемой пробации в течение года. Он также обязан уплатить штраф в размере $20 тыс. Ранее их обоих экстрадировали в США для участия в судебных разбирательствах. ● Однако дело этим не ограничилось. Зарегистрированная в Париже корпорация Technip (TEC), вторая крупнейшая в Европе нефтесервисная компания, согласилась уплатить $338 млн по исковым требованиям Комиссии по ценным бумагам и биржам США (SEC) во избежание уголовного преследования. ● Голландская инжиниринговая компания Snamprogetti Netherlands, партнер по СП, согласилась, c помощью своей бывшей материнской компании Eni (ENI), уплатить $365 млн во избежание уголовного и гражданского преследования. ● Зарегистрированная в Токио строительно-инжиниринговая компания JGC согласилась уплатить $218,8 млн в качестве наказания во избежание уголовного преследования в связи со своей ролью в сговоре.

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА ●

And JGC Corp., a Tokyo-based construction and engineering company, agreed to pay a $218.8 million criminal penalty to avoid prosecution for its role.

Let’s face it, unless you’re drilling for shale gas and tight oil in Montana or Texas, most of where oilmen wander seeking their fortunes, could get them – and now it seems their CEOs and foreign partners also – into a lot of trouble.

I visited the “corruption perceptions index” page on Wikipedia and I’d like to suggest you do too. Look at the map on the right side of the page – the one with North America, Australia, the UK and Scandinavia painted blue and the rest of the world awash in the color red. Blue means not corrupt; red is corrupt. My advice: all us yankees should not just “go home,” we ought to just “stay home.” Nowhere and no one really is safe – don’t forget, those UK-citizen consultants to multi-national company KBR were extradicted to face charges in the U.S. That’s the same UK that refuses to extradict 1990s-era ex-Russian business magnats that the Kremlin would dearly like to meet in Moscow.

And we all know that when it comes to Russia and business corruption, perceptions are everything. Russia’s ranking among the world’s most corrupt nations fell to the lowest level since 2007. Russia improved its rank to 143 out of 182 countries surveyed in Transparency International’s 2011 Corruption Perceptions Index. In 2010 Russia had ranked 154. But even with its better ranking, Russia remains the world’s most corrupt major economy, with higher levels of graft than in Pakistan, Cameroon and Niger. New Zealand is the least corrupt and Somalia is the most, according to the Berlin-based anti-corruption watchdog.

So back to perceptions – you expect the worst from Somalia whose pirates roam the sea-lanes of the Indian Ocean. But Russia? For heaven’s sake, I’m writing this editorial while sitting at a Starbuck’s in Moscow and I feel every bit as civilized as I would in any European capital.

One problem I know – and again, it’s perceptions – is that business people who poured into post-Soviet Russia in the 1990s and got swindled, don’t understand that much progress has been made with respect to developing a “rule of law” here. It’s not perfect. It is true that after 20 years Russia still lacks a professional and independent judiciary, and it is true that there are far too many officials angling for bribes and kick-backs, plus unscrupulous intermediaries and distributors who promise – but really can’t – shield foreign business from the “dirty stuff”.

But if you come to Russia expecting to be bribed, you’ll be asked for bribes.

If you do your homework and work with, and through the right partners, you’ll not only succeed in doing business cleanly in Russia – you might inadvertantly contribute to the building of civil society in a country that lived outside of civil society for several generations. How’s that for a legacy worthy to be mentioned in your eulogy?

This past week I attended an AmCham (American Chamber of Commerce in Russia) roundtable in Moscow that focused on Russia’s (Business) Competition Law and the U.S. Foreign Corrupt Practices Act. For some time now, AmCham and the Russian Federal Anitmonopoly Service (FAS) have been cooperating in developing new laws and procedures to combat bribery, price fixing, cartels, opaque transactions within supposedly open tenders, mis-use of Russian media for “black” PR campaigns against competitors, so on and so forth.

And FAS is achieving results. Of particular interest to foreign service companies and equipment exporters is the issue of assessing their distributors and intermediaries. Did you know that you aren’t necessary “above it all” if your distributor bribes without your knowledge and then investigators trace back the source of the equipment to you? And that applies to investigations not only under Russian law, but also the U.S. Foreign Corrupt Practices Act. Want to know more? I’ll expand on this topic – in particular the issue of distributors – in the May issue of Oil&Gas Eurasia. So be sure to get a copy – print or digital, OGE gives you the Russian market.

2

#4 April 2012

Итак, посмотрим правде в глаза – за исключением компаний, добывающих сланцевый газ и нефть в Монтане или Техасе, большинство нефтяников работают за рубежом, поэтому их, включая высшее руководство и иностранных партнеров, могут ожидать большие неприятности. Я просмотрела в Википедии страницу, посвященную «Индексу восприятия коррупции», что и вам рекомендую. На карте территории отдельных государств окрашены синим или голубым цветом, большинство же – различными оттенками красного. Синий и голубой цвета означают низкий уровень коррупции, красный – высокий. Поэтому советую всем янки не только «убираться домой», но там и оставаться, поскольку нигде никто не может чувствовать себя в безопасности. Ведь даже вышеупомянутые британские граждане – консультанты международной компании KBR – были экстрадированы в США, где предстали перед судом. И речь идет о гражданах страны, отказывающейся удовлетворить требования России о выдаче бывших олигархов 1990-х годов. Но все мы знаем, что, если речь заходит о России и коррупции в бизнесе, восприятие «решает все». Рейтинг России среди наиболее коррумпированных стран мира с 2007 года упал до самого низкого уровня. Согласно «Индексу восприятия коррупции» за 2011 год, составленному Transparency International, Россия улучшила свою позицию, оказавшись 143-й из 182 стран. В 2010 году она занимала 154-е место. Однако, даже поднявшись выше в рейтинге, Россия остается наиболее коррумпированной среди экономически развитых стран, где уровень коррупции оценивается выше чем даже у Пакистана, Камеруна и Нигера. При этом, наименее коррумпированной страной в мире считается Новая Зеландия, а наиболее коррумпированной – Сомали. Возвращаясь к восприятию, с Сомали все понятно. Сомалийские пираты бороздят воды Индийского океана. Но Россия?! Помилуйте, я пишу эту статью в Москве, сидя в Starbuck’s, и ощущаю себя так же, как и в любой другой европейской столице. Действительно, одной из проблем (опять же, речь пойдет о восприятии) является то, что иностранные бизнесмены, пострадавшие от мошенничества в 1990-е, могут не понимать, что с тех пор Россия добилась немалого прогресса в установлении принципа господства права. Правда и то, что даже спустя 20 лет, она по-прежнему страдает от нехватки профессиональных независимых судей, и существует слишком много чиновников, рассчитывающих получить взятку или «откат». Кроме того, на рынке действуют недобросовестные посредники и дистрибьюторы, обещающие, хотя на самом деле не способные, оградить иностранных бизнесменов от «нечестной игры». Поэтому, отправляясь в Россию в ожидании, что вам предложат дать взятку, не удивляйтесь, если действительно предложат. Но заранее подготовившись и работая с правильными партнерами, вы сможете работать честно и, возможно, внесете свой вклад в строительство гражданского общества в стране, где оно отсутствовало на протяжении нескольких поколений. Разве плохо оставить после себя такое наследие? На прошедшей неделе я участвовала в работе круглого стола, организованного Американской торговой палатой в России и посвященного обсуждению российского «Закона о конкуренции» и FCPA. Уже довольно долго АТП и Федеральная антимонопольная служба (ФАС) сотрудничают в разработке новых законов и процедур, направленных на противодействие подкупу, фикспрованию цен, картельным сговорам, непрозрачным сделкам в ходе якобы открытых тендеров, PR-кампаниям с целью очернить конкурентов и проч. ФАС уже добилась определенных результатов. Особый интерес для иностранных сервисных компаний и поставщиков оборудования может представлять проблема оценки дистрибьюторов и посредников. Известно ли вам, что, если дистрибьютор по собственной инициативе даст взятку, и следствие установит, что ваша компания поставила оборудование, «остаться в стороне» вам не удастся? И речь здесь идет о расследованиях, проводимых не только в соответствии с российским законодательством, но также и FCPA. Хотите больше узнать об этом? Я планирую более подробно рассмотреть данную тему, и, в особенности, проблему дистрибьюторов, в майском номере журнала «Нефть и газ Евразия». Так что не упустите свой шанс – запаситесь бумажной или электронной «версией» НГЕ, вашего проводника на российском рынке.

Oil&GasEURASIA

Снова изменилась таблица сигналов? Опять новая схема подключения... Новая кроссировка. И другие шкафы… Опять эти переделки... Просто избавьтесь от этого!

Электронная кроссировка освобождает вас от переделок и головной боли. С электронной кроссировкой системы DeltaV, Emerson позволяет вам менять схему подключений там, где это нужно, и тогда, когда это нужно, без дорогостоящих инженерных работ и изменений графика. Наши новые характеристические модули (CHARM), предназначенные для ввода и вывода различных сигналов, выполнены в одном конструктиве. Это позволяют изменять тип сигнала, не меняя полевой проводки. Кроссовые шкафы не требуются. Время на инжиниринг сокращено. Посмотрите, как легко это можно сделать, посетите страницы www.IOonDemandCalculator.com или www.metran.ru/DeltaV

Логотип Emerson является торговой маркой и знаком обслуживания Emerson Electric Co. © 2012 Emerson Electric Co.

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Think the “Foreign Corrupt Practices Act” is a U.S. Issue? Think Again! Думаете, только в США есть FCPA? Подумайте-ка еще раз!

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

OFFSHORE | ШЕЛЬФ 16

Gazprom Group’s PeterGaz Takes the Mystery Out of Joint Venturing in Russian Waters «Питер Газ»: Олег Сергеев отвечает на вопросы о возможностях участия западных компаний в освоении российского шельфа

RUSSIAN MAJORS | КРУПНЫЕ КОМПАНИИ

Iraq, Caspian Investments to Fuel LUKOIL's Profits & Dividend Payouts Инвестиции в Ираке и на Каспии обеспечат «ЛУКОЙЛу» рост прибыли и дивидендов

24

GAS MARKET | ГАЗОВЫЙ РЫНОК

Itera Aims to Get Back Its Own New Rosneft-Itera JV to Challenge NOVATEK for Top Spot on the Independent Gas Producers Market 30

«Итера» готовится взять реванш СП «Роснефти» и «Итеры» может стать крупным игроком на рынке независимых производителей газа PUMPS | НАСОСЫ

PumpCalcs.com Guru Ponders the Ins and Outs of Centrifugal Pumps Все о центробежных насосах расскажет эксперт PumpCalcs.com

34

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION TOOLS | ИНСТРУМЕНТ

The Legendary RIDGID® Wrench A Lifetime Partner – Designed for Heavy-Duty Work in Oil and Gas Fields

Знаменитый ключ RIDGID®

42

Партнер на всю жизнь – создан для сложных условий работы в нефтегазовой отрасли

4

Oil&GasEURASIA

#4 April 2012

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

DRILLING | БУРЕНИЕ

Weatherford Successfully Completed a Pilot Project of Casing Running with Rotation Weatherford успешно завершил пилотный проект по спуску обсадных колонн с вращением

44

OILFIELD CHEMICALS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

Wotasoft™ Technology from Zirax as Best Method to Retain Reservoir Properties

46

Технология Wotasoft™ от компании Zirax – лучший способ сохранения коллекторских характеристик пласта

MEDIA PLANNER 2012

57

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 RIDGID . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 Weatherford . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 SPINA GROUP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7,15 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

«ЛЕОТЕК» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

Zirax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

PPG. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39, 41

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

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

MANAGING EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА Елена Жук edit@eurasiapress.com

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

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУ Петр Дегтярев design@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 CORRESPONDENTS Aider Kurtmulayev, Vladimir Shlychkov COVER PHOTO Foursa Rostislav TRANSLATION APRIORI Translation Agency, Predstavitel Service, Sergei Naraevsky CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina (Rus) Anna Bovda (Eng/Rus) Sergey Yershov (Eng/Rus) sales@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

6

6

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 (499) 678 25 53 Fax: +7 (499) 678 25 54

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:

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ В БЕЛАРУСИ Владимир Шлычков СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ В КАЗАХСТАНЕ Айдер Куртмулаев ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Фурса Ростислав ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори», «Представитель Сервис» Сергей Нараевский РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ И ПРОДАЖ / РОССИЯ Марина Алешина Анна Бовда Сергей Ершов sales@eurasiapress.com

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

8 Shlyuzovaya emb, Suite 201, Moscow 117152, Russia.

Tel./Fax: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54.

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 © 2012, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

117152, Москва, Шлюзовая набережная 8, офис 201. Тел./факс: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54. 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 © 2012, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Hampson-Russell Commercializes LithoSi Application for Improved Reservoir Lithology and Fluid Prediction

Hampson-Russell выводит на рынок LithoSi – приложение для оценки литологии коллектора и прогнозирования потоков

Hampson-Russell Software & Services, a CGGVeritas comHampson-Russell Software & Services, компания группы pany, has launched LithoSi, the newest addition to its HRS-9 suite of reservoir characterization applications. LithoSI is CGGVeritas, представила приложение LithoSi, новейшее designed to predict facies type and fluid content from seismic дополнение к пакету HRS-9, применяемому для оценки inversion attributes, while quantifying the uncertainty in the свойств коллектора. Приложение LithoSI предназначено prediction. The enhanced understandings that LithoSi pro- для определения типов пород и потоков по сейсмической инверсии с учетом неопределенности vides allows reservoir geoscientists прогноза. Приложение LithoSi позволяto further refine risk profiles and ет геофизикам более четко определить optimize reservoir production. риски и оптимизировать продуктивность The LithoSI workflow is based коллектора. on the modeling of multi-variate LithoSI используется для моделироprobability density functions from вания многомерных функций плотности log data or from inverted elastic вероятности на базе каротажных данных attributes at well locations. The или инвертированных данных по элаprobability functions are then стичности скважин. Функции вероятности mapped to elastic property vol● Example output of the LithoSI process, showсоотносятся с данными по эластичности, umes from seismic inversion using ing the distribution of sand within a geologic полученными в результате сейсмической a supervised Bayesian classification. formation, color coded with the probability of its инверсии при помощи подконтрольной The outputs are a series of lithopresence. The ability to differentiate facies type байесовской классификации. На выходе probability cubes and a cube of the along with its probability of occurrence, yields получается кубический ряд литологичеmost probable facies. much more refined risk analysis. ской вероятности и куб наиболее вероятThe Hampson-Russell soft● Пример результатов работы LithoSI: ных пород. ware suite encompasses all aspects распределение песка по геологической Программное обеспечение Hampsonof seismic exploration and reservoir формации с цветным обозначением Russell охватывает все аспекты сейсмичеcharacterization, from AVO analysis вероятности присутствия. Возможность ских исследований и все свойства коллекand inversion to 4D and multicom- дифференцирования типов пород с торов, от анализа зависимости амплитуды ponent interpretation. определением вероятности появления повышает точность прогнозирования рисков. отражения от удаления до конверсии в 4D и мультикомпонентной интерпретации.

Griswold™ 811 Series ANSI Pumps Meet “Speed to Market” Needs For Saltwater Transfer

Griswold™ Pump Company, a manufacturer of centrifugal pumps, announced that, as the pace of oil-and-gas production and recovery continues to grow in the United States – especially in the fertile shale-oil plays – its 811 Series ANSI Centrifugal Pumps possess a “speed to market” rate that enables oil-and-gas producers to maximize the production ability of their operations. Griswold 811 Series pumps can be critical components for use in saltwater handling and transfer applications in oil-andgas recovery. Saltwater is by-product of oil-and-gas production and, as such, needs to be separated during the product-recovery process. The 811 Series pumps are ideal for transferring the collected saltwater out of the well bore and into storage tanks or trucks so that it can be disposed.

The 811 Series pumps meet the needs of this oil-and-gas application because they have two times the wear area between

8

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

Насосы серии Griswold™ 811 ANSI созданы для перекачивания морской воды согласно требованиям рынка Компания Griswold™, производитель центробежных насосов, объявила о выпуске новой серии центробежных скоростных насосов 811 ANSI, которые позволят оптимизировать производственную деятельность нефтедобывающих предприятий, учитывая постоянный рост темпов добычи нефти и газа в Соединенных Штатах, в особенности, на насыщенных сланцевых месторождениях. Насосы Griswold серии 811 представляют собой важнейшие компоненты морских систем добычи нефти и газа. Морская вода является

● The 811 series pumps can be used at up to and including 4, 000 gpm flow rate. ● Максимальная производительность насосов серии 811 составляет 4 000 галлонов в минуту.

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2012

the case and impeller when compared to closed impeller designs.

The open-impeller design also minimizes concentrated wear by balancing the hydraulic axial thrust load and reducing the stuffing-box pressure. This not only maximizes the pump’s performance, but also simplifies maintenance, extends pump life and reduces repair costs.

These pumps also have casings that can be constructed of a wide choice of materials, including ductile iron, 316 stainless steel, CD4MCu and alloy 20. They are constructed through investment and no-bake casting processes to ensure smooth, precise, superior finishes that guarantee consistent, reliable performance. Griswold also employs metallurgists to strictly supervise all heat-treating operations so that maximum durability for all alloys is ensured. Other features of the 811 ANSI Series are self-tightening impellers that reduce leaks and failures; the ability to externally adjust the clearance so that peak efficiency is ensured even after wear-area loss; and optional enhanced power frames that make them an estimated 33 percent stronger than competitive models.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ сопутствующим продуктом при добыче нефти и газа и, следовательно, должна быть отделена от извлекаемого продукта. Насосы серии 811 – идеальное решение для перекачивания морской воды из скважины в резервуары или танкеры для последующей утилизации. Насосы серии 811 соответствуют требованиям, применяемым к оборудованию в нефтегазодобывающей промышленности, поскольку открытая конструкция рабочего колеса позволяет в два раза уменьшить степень износа по сравнению с закрытыми конструкциями. Кроме того, открытая конструкция балансирует гидравлическую нагрузку на ось и снижает давление на сальник, минимизируя тем самым локальный износ. Это не только повышает производительность насоса, но и упрощает его техническое обслуживание, продлевает срок службы насоса и снижает затраты на ремонт. Компания предлагает широкий спектр материалов для изготовления корпуса, включая высокопрочный чугун, нержавеющую сталь марки 316, CD4MCu и сплав 20. Производственный процесс строго контролируется, чтобы не допустить производственного брака во время отливки компонентов и обеспечить длительную сохранность экс-

Rosneft Holds Public Hearings on Seismic Research Programs on Two Kara Sea Blocks In the first quarter of 2012 public hearings were held in the city of Archangelsk to discuss seismic research programs in the Kara Sea on two blocks licensed to Rosneft – East Prinovozemelsky-1 and East Prinovozemelsky-2 – which the сompany is developing jointly with the U.S. oil and gas major ExxonMobil.

Residents of Archangelsk and public organisations were invited to meet seismic research program developers and independent ecologists, ask questions and make their opinion on the issue known by filling in special questionnaires. Details of the main technological and environmental aspects of the programs had been on display since last December, giving all interested parties plenty of time to familiarize themselves with the materials.

The results of the hearings will be summarized and submitted along with other project documentation for state environmental examination.

Rosneft is planning to conduct the seismic research program from July to October this year with assistance from Russian companies with vast relevant experience and expertise. 3D seismic will be acquired at the East Prinovozemelsky-1 block, while 2D seismic is planned for the East Prinovozemelsky-2 block. The field operations will be overseen by Rosneft experts as well as experienced ecologists engaged to monitor marine mammals.

«Роснефть» провела общественные обсуждения программ сейсмических исследований на двух участках в Карском море В первом квартале 2012 года в г. Архангельске состоялось общественное обсуждение программ сейсмических исследований в Карском море на двух лицензионных участках ОАО «НК „Роснефть“» – «Восточно-Приновоземельском-1» и «ВосточноПриновоземельском-2», разрабатываемых совместно с американской нефтегазовой компанией ExxonMobil. Жители г. Архангельска и общественные организации получили возможность встретиться с разработчиками программы сейсмических исследований и независимыми экологами, задать все интересующие вопросы и, заполнив опросные листы, выразить свое мнение относительно планируемых работ. Предварительно все желающие могли, начиная с декабря 2011 года, ознакомиться с описанием основных проектных и природоохранных решений обсуждаемых программ. Результаты общественных слушаний будут обобщены и представлены в составе проектных материалов на государственную экологическую экспертизу. НК «Роснефть» планирует провести сейсмические исследования в период с июля по октябрь текущего года. Работы будут выполняться с привлечением российских компаний, специализирующихся на данных видах деятельности и имеющих обширный опыт реализации подобных мероприятий. На участке «Восточно-Приновоземельский-1» будут собраны сейсмические данные 3D. На участке «Восточно-Приновоземельский-2» планируется выполнение сейсмических исследований 2D. Контроль полевых работ, наряду со специалистами НК «Роснефть», будут осуществлять квалифицированные экологи, привлекаемые для специализированных наблюдений за морскими млекопитающими.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

9

#4 April 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Griswold 811 Series ANSI Centrifugal Pumps are available in a full range of sizes, as well as options and upgrades that can be tailored to meet virtually any liquid-handling flow rate, up to and including 4,000 gallons per minute (908 cubic meters per hour). There is a wide array of mechanical-seal options, all of which gives the pumps the ability to operate in temperatures as high as 500 degrees Fahrenheit (260 degrees Celsius).

McCrometer Presents Advanced Offshore Flow Measurement Solutions at OTC 2012 Engineers visiting OTC 2012 will want to stop by McCrometer’s Booth to learn more about the advanced flow meter technology measurement solutions for the industry’s challenging, highly space- and weight-constrained offshore oil and gas production environments.

V-Cone Flow Meter Featuring advanced dP technology, McCrometer’s V-Cone Flow Meter offers built-in flow conditioning that is designed to reduce the upstream/downstream straight pipe run required by Orifice Plates and Venturi Tubes by up to 70 percent. This significant reduction in pipe requirements adds up to cost savings in materials and installation labor, reducing FPSO Vessel tonnage and the footprint of Subsea modules.

Using less pipe and reducing total weight also simplifies vessel balancing, making it easier to find the optimal location for flow meter installation.

The V-Cone provides a stable flow profile for reliable measurement, featuring accuracy of ±0.5 percent of actual flow and repeatability of ±0.1 percent over the entire range. It is ideal for the measurement of liquid, steam or gas and is available for line sizes from 0.5 to 120 inches, with an unmatched 10:1 turndown ratio for wide range-ability. Its no-movingparts design provides an extremely rugged instrument with virtually no maintenance required over a long life.

Wafer-Cone Flow Meter The highly scalable Wafer-Cone Flow Meter is ideal for small line processes in line sizes from 1 to 6 inches. Like the V-Cone, self-conditioning means little or no upstream or downstream piping runs are required. The economical WaferCone can be installed virtually anywhere in a piping system or be easily retrofit into an existing piping layout, making it ideal for retrofitting into the space-constrained offshore production environment as well as reducing the cost of new installations.

плуатационных свойств. Специалисты компании Griswold наблюдают за всеми операциями термообработки, чтобы максимально продлить срок службы металлических деталей. Насосы серии 811 ANSI также имеют более жесткую конструкцию рабочих колес, что уменьшает утечку и вероятность отказа в работе; предусмотренная возможность внешнего регулирования зазора обеспечивает сохранение максимальной эффективности даже после существенного износа рабочих частей, а поставляемые по заказу усиленные рамы примерно на 33% прочнее конкурентных моделей. Центробежные насосы Griswold 811 выпускаются в широком ассортименте размеров. Компанияпроизводитель предлагает различные опции и варианты для адаптации для перекачивания практически любых типов жидкости. Максимальная производительность насосов составляет 4 000 галлонов в минуту (908 м3/час). Кроме того, предлагается широкий спектр уплотнений, которые способны работать при температуре до 500 ºF (260 ºC).

Компания McCrometer представит на ОТС 2012 новое поколение расходомеров для морских операций Технических специалистов, которые посетят OTC 2012, могут заинтересовать новые технологические решения, представленные компанией McCrometer для применения в морской нефтегазовой промышленности, где предъявляются самые строгие требования к размерам и весу измерительного оборудования.

Расходомер V-Cone Применение современной технологии dP позволяет интегрировать расходомер McCrometer в производственный процесс и уменьшить почти на 70% количество восходящих и нисходящих прямых трубопроводов, которые необходимы для диафрагм и труб вентури. Тем самым можно добиться значительного снижения затрат на материалы и на установку оборудования, уменьшить вес плавучих систем для добычи, хранения и отгрузки нефти и пространство, необходимое для подводных модулей. Уменьшение количества трубопроводов и общего веса облегчает процесс балансировки плавучих систем и позволяет найти оптимальное положение для установки расходомера. Расходомер V-Cone обеспечивает стабильность профиля потока, чтобы гарантировать точность измерений ±0,5% фактического потока и повторяемость ±0,1% на всем диапазоне. Этот прибор является идеальным для измерения параметров жидкостей, пара или газа. Расходомер предлагается в типоразмерах от 0,5 до 120 дюймов, что обеспечивает непревзойденное соотношение 10:1 верхнего предела диапазона регулирования к нижнему для широкого радиуса действия. Благодаря тому, что конструкция не

● Subsea modules, Offshore Platforms and FPSO Vessels necessitate flow meters that can maintain accuracy under rugged, crowded, high pressure conditions. ● Для подводных модулей, шельфовых платформ и плавучих систем добычи необходимы расходомеры с сохранением точности измерений в жестких условиях эксплуатации, условиях скученности и высокого давления.

10

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

Oil&GasEURASIA

#4 April 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ The Wafer-Cone Flow Meter raises the bar for economy, ease of use and performance. It achieves an accuracy of +1.0 percent, with a repeatability of +0.1 percent, and operates over a flow range of 10:1.

Hughes Pumps Delivers Unique High Pressure Twin Pump Solution Hughes Pumps has recently supplied a leading multinational offshore contractor with a unique high pressure twin pump system for the flushing and pressure testing of subsea pipelines during pre-commissioning operations.

The system, comprising of a twin pumpset mounted in a compact, fully enclosed, certified offshore crashframe, was specifically configured to enable one pump to operate alone with the second on standby for critical operations or for both pumps to operate simultaneously; either individually or together.

Each HPS2200 pump produces 170 liters per minute at 300 bar (45 gallons per minute at 4,350 psi) and was built with 316 stainless steel pumpheads, suitable for use with seawater.

The unique integral gearbox and SAE engine adaptor pump design make for an extremely compact installation, reducing the machine’s footprint to a minimum – a pre-requisite for any offshore installation where space is at a premium.

Designed for use in semi-hazardous areas, the unit utilises “Rig-Safe” diesel engines comprising an air start system, spark arresting exhaust silencer, Chalwyn air intake shutdown valve and mechanical shutdown system for

имеет движущихся компонентов, гарантируется высокая износостойкость, при этом прибор практически не требует проведения технического обслуживания на протяжении всего срока службы.

Расходомер Wafer-Cone Перенастраиваемый расходомер Wafer-Cone – это идеальное решение для малых производственных линий размером от 1 до 6 дюймов. Как и V-Cone, этот расходомер требует небольшого количества нагнетательных труб (используемых в добыче или переработке) благодаря высокой адаптируемости. Экономичный Wafer-Cone можно установить практически в любом месте трубопровода или легко внести изменения в действующую схему, тем самым обеспечивая гибкость конструкций в условиях ограниченности рабочего пространства и уменьшая затраты на приобретение новых установок. Расходомер Wafer-Cone экономичен, прост в использовании и надежен. Точность измерений составляет +1,0 процент, повторяемость +0,1 процента, а диапазон измерений 10:1.

Hughes Pumps представляет уникальную конструкцию – сдвоенный насос высокого давления Hughes Pumps недавно поставила одной из ведущих международных нефтяных строительных компаний уникальную конструкцию – сдвоенный насос высокого давле-

Honeywell to Open Research Center at Skolkovo In late March Honeywell announced its intention to support engineering development in Russia and to open a new research center at Skolkovo. This Honeywell Skolkovo innovation center, located near Moscow, is expected to become a scientific and technological center for the development and the distribution of advanced technologies in oil, gas, and chemistry industries, and for educational projects to be offered to Russian technical educational entities.

Honeywell intends to make considerable investments in this center, the creation of new jobs for the research, technical and laboratory personnel of the center. The company is also planning to involve students and scientists from Skolkovo Institute of Science and Technologies into research activities.

Honeywell will focus on the improvement of planning procedures and data integration in process control and management systems, the development of IT simulation and modeling methods used for training in processing control and energy efficiency solutions for industrial applications.

Honeywell создает научно-исследовательский центр в Сколково В конце марта корпорация Honeywell объявила о своей поддержке инженерных разработок в России на базе нового научноисследовательского центра Honeywell в Сколково. Этот инновационный комплекс, расположенный в подмосковном Сколково, станет научно-технологическим центром по разработке и коммерциализации новейших технологий для нефтегазовой и химической промышленности, а также подготовке новых образовательных программ для российских технических учебных заведений. Корпорация Honeywell намерена вложить значительные средства в данный центр с целью создания рабочих мест для исследовательского, технического и лабораторного персонала. Honeywell также планирует привлекать к исследовательской деятельности нового центра студентов и ученых Сколковского института науки и технологий. Основная деятельность Honeywell будет направлена на улучшение планирования и интеграцию данных в системах контроля и управления (СКУ), усовершенствование методов компьютерного моделирования для обучения управлению технологическими процессами и разработки решений, позволяющих повысить энергоэффективность на промышленных предприятиях.

12

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

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2012

both engines and pumps, negating the need for any electronics.

Housed in a DNV (Det Norsk Veritas) certified offshore crashframe, the unit is suitable for use offshore in both freezing conditions and ambient temperatures up to 50 degrees Celsius (122 degrees Fahrenheit).

EarthStudy 360 in the Paradigm 2011 Release – A New World of Information for Geoscientists Paradigm™ EarthStudy 360® is a comprehensive subsurface angle domain seismic imaging system for generating and extracting high-resolution information about subsurface target areas. It is designed to deliver to both depth imaging processing experts and interpretation specialists a complete set of data that enable them to obtain accurate subsurface velocity models, structural attributes, medium properties, and reservoir characteristics.

EarthStudy 360 maximizes the information that can be extracted from recorded seismic data, significantly reducing uncertainty and ensuring more reliable analysis.

The system creates a wealth of seismic image data, decomposed into full-azimuth, angle-dependent reflection and directional (dip and azimuth) data components that can be selectively sampled, creatively combined, dynamically visualized, and further processed to secure images of the subsurface. These images can reveal the information needed for velocity model determination, and provide details about the presence of micro-fractures, the orientation of faults and fractures, the influНефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

ния для промывки и контроля давления в морских трубопроводах во время подготовки к вводу в эксплуатацию. Система, которая состоит из сдвоенного насоса, установленного на компактной, цельной, сертифицированной опорной раме, была специально разработана таким образом, чтобы во время функционирования одного насоса второй оставался в режиме ожидания для применения в аварийных ситуациях. При этом оба насоса могут работать одновременно, либо автономно, либо совместно. Мощность каждого насоса HPS2200 составляет 170 литров в минуту при давлении 300 бар (45 галлонов в минуту при давлении 4,350 psi). Конструкция изготовлена из нержавеющей стали 316, что позволяет использовать насосы в морской воде. Уникальный встроенный редуктор и двигатель SAE с адаптером делают структуру компактной, в значительной мере сокращая площадь, занимаемую оборудованием, – одно из основных требований к морским установкам, где свободное пространство ограничено. Система предназначена для использования в зонах средней степени опасности, поэтому в оснащение входят дизельные двигатели, предназначенные для буровых работ. Такие двигатели оснащены системами пневмозапуска, глушителями выхлопного шума с устройством искропоглощения, воздухозаборными аварийными клапанами производства Chalwyn, а также механическими прерывателями двигателей и насосов, что не требует использования каких бы то ни было электронных устройств. Применение сертифицированных морских опорных рам DNV (Det Norsk Veritas) делает насос пригодным для выполнения морских операций при низкой или высокой температуре до 50 °C (122 °F).

EarthStudy 360 в версии Release 2011 Paradigm – новый мир информации для cпециалистов в области наук о Земле Paradigm™ EarthStudy 360® является всестороннней системой изучения сейсмических изображений в глубинной угловой области для генерирования и извлечения информации высокого разрешения о глубинных целевых объектах. Она разработана для того, чтобы предоставить экспертам по обработке и интерпретации полный набор данных, которые позволяют им получить точные глубинные скоростные модели, структурные атрибуты, свойства среды и характеристики резервуара.

EarthStudy 360 максимизирует информацию, которая может быть извлечена из зарегистрированных сейсмических данных, значительно уменьшая неопределенность и гарантируя более надежный анализ. Система создает широкий набор сейсмических изображений, разложенных в полном азимутальном и угловом представлении рефлекционную и дирекционную (наклон и Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

13

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ence of anisotropy, the directions of contributing illumination, the elastic properties of target reservoirs, and the boundaries of those reservoirs.

The system enables geophysicists to use all recorded seismic data in a continuous fashion directly in the subsurface Local Angle Domain (LAD), resulting in two complementary, full-azimuth, common image angle gather systems: Directional and Reflection.

The directional angle decomposition enables the implementation of both specular and diffraction imaging in real 3D isotropic/anisotropic geological models, leading to simultaneous emphasis on both continuous structural surfaces and discontinuous objects such as small faults and small-scale fractures. Structural attributes at each subsurface point, e.g., dip, azimuth and continuity, can be reliably derived directly from the directional angle gathers. Полно-азимутальная Миграция (ES360)

Миграция Кирхгофа (Wavefront)

● Fig. 1. ES360 increases resolution and quality of the seismic image. ● Рис. 1. ES360 увеличивает разрешенность и качество сейсмического изображения.

The reflection angle gathers display reflectivity as a function of the subsurface opening angle and opening azimuth. These gathers are most meaningful in the vicinity of actual local reflecting surfaces, where the reflection angles are measured with respect to the derived background specular direction. The reflection angle gathers are used for automatic picking of full-azimuth angle domain Residual Moveouts (RMO) which, together with the derived background orientations of the subsurface reflection horizons, provide a complete set of input data to isotropic/anisotropic tomography. The full-azimuth, angle-dependent amplitude variations are used for reliable and accurate AVAZ analysis and reservoir characterization, particularly fracture detection.

Fig 1 shows that even under constrained survey parameters (fold – 24, maximum offset – 2,600 мeters and relatively irregular azimuthal characteristics) use of EarthStudy 360 produces seismic images of far better quality than that enabled by traditional depth migration technology. Fig. 2 shows the results of AVAZ inversion using full-azimuth angle gathers.

#4 April 2012

азимут) составляющие данных, которые могут быть разделены, объединены, динамически визуализированы, и далее обработаны с целью получения более надежного глубинного изображения. Эти изображения могут дать информацию, необходимую для определения точной скоростной модели, о наличии микротрещиноватости, ориентации разломов и трещин, влиянии анизотропии, распределении освещенности, упругих свойствах и границах резервуаров. Система позволяет геофизикам использовать все зарегистрированные сейсмические данные непосредственно в глубинном локальном угловом домене (LAD), с получением дополнительно двух полно-азимутальных, угловых наборов сейсмограмм – дирекционных и рефлекционных. Разложение по дирекционным углам позволяет получать как зеркальное так и диффракционное изображение в реальных 3-D изотропных/анизотропных геологических моделях, что позволяет получать информацию о непрерывности структурных границ и их неднородности, таких как небольшие нарушения и тонко-слоистая трещиноватость. Структурные атрибуты в каждой глубинной точке, например, наклон, азимут и непрерывность, могут быть достоверно получены непосредственно из дирекционных угловых сейсмограмм. Рефлекционные угловые сейсмограммы показывают как изменяется коэффициент отражения в глубине в зависимости от угла раскрытия и азимута. Они определены и наиболее значимы около локальных областей поверхностей отражения, где углы отражения ограничены зоной зеркальной компоненты. Рефлекционные сейсмограммы используются для автоматического пикинга остаточной кинематики (RMO) в полно-азимутальной и угловой области, которые, вместе с полученными фоновыми направлениями глубинных горизонтов, обеспечивают полный набор входных данных к изотропной/ анизотропной томографии. Зависимые от азимута и угла падения амплитудные изменения используются для надежного и точного AVAZ анализа, определения характеристик резервуара, и обнаружения зон трещиноватости. Как показано на рис. 1, даже при ограниченных параметрах съемки (кратность – 24, максимальное удаление – 2 600 м, относительно неравномерные азимутальные характеристики) использование EarthStudy 360 дает на выходе сейсмические изображения намного лучшего качества, чем традиционные технологии глубинной миграции. На рис. 2 представлены результаты AVAZ инверсии, использующей полно-азимутальный анализ.

● Fig. 2. AVAZ inversion enables the extraction of anisotropic gradient and fracture density attributes for reservoir characterization. ● Рис. 2. AVAZ инверсия позволяет извлекать информацию об анизотропном градиенте и плотности трещин для характеристики свойств резервуара.

14

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

Oil&GasEURASIA

OFFSHORE

Gazprom Group’s PeterGaz Takes the Mystery Out of Joint Venturing in Russian Waters

«Питер Газ»:

In terms of its scale and complexity, development of oil and gas deposits on the Arctic Shelf can be compared to space exploration. The implementation of offshore hydrocarbon production programs requires investments that exceed many times those necessary to implement projects onshore, with payback delayed as long as 12-16 years. Moreover, to develop such offshore fields, Russian oil and gas companies need new production processes and technology allowing them to operate under complex ice conditions, in stormy weather and at great depths.

16

PHOTO: PITERGAZ / ФОТО: ПИТЕРГАЗ

Олег Сергеев отвечает на вопросы о возможностях участия западных компаний в освоении российского шельфа

Задача освоения арктического шельфа по своей масштабности и сложности сопоставима с освоением космического пространства. Для реализации программы добычи углеводородов в этом регионе требуется на порядок больше инвестиций, чем для подобных работ на суше, а период окупаемости таких проектов может достигать 12-16 лет. Кроме того, для их освоения российским нефтегазовым компаниям необходимы новые технологии и оборудование для работы в условиях сложной ледовой обстановки, штормовой погоды и больших глубин.

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2012

T

Т

акие масштабные задачи, безусловно, требуют объединения материальных, финансовых и научно-технических активов, именно поэтому привычной формой сотрудничества на шельфе стали совместные предприятия. Несмотря на то, что работа в России привлекательна для западного капитала с точки зрения инвестиционного потенциала, на российском рынке, как и на любом другом, существуют специфические входные барьеры. В чем состоят основные сложности входа на российский шельф и о путях их преодоления, рассказывает генеральный директор компании ООО «Питер Газ» Олег Сергеев.

PHOTO: PITERGAZ / ФОТО: ПИТЕРГАЗ

he implementation of such largescale development projects requires consolidation of vast material resources and financial assets, which explains why joint ventures tend to be the more prevalent form of cooperation in the development of offshore projects. Despite the fact that operations in Russia potentially are highly attractive to Western investors, there exist significant barriers that make entry into the Russian market difficult. PeterGaz LLC General Director Oleg Sergeev shares his views here on what makes that entry difficult and on how such difficulties can be overcome.

ШЕЛЬФ

Oil & Gas Eurasia: Нефть и газ Евразия: Олег Николаевич, расскажите, пожаOleg Nikolaevich, tell us луйста, об основных направлениplease about the main lines ях деятельности вашей компаof your company’s activity. нии.

Oleg Sergeev: Today, PeterGaz is the only true Олег Сергеев: На сегодняшengineering company ний день «Питер Газ» является (in the full sense of the единственной инжинирингоword “engineering”) withвой (в полном понимании слова in the Gazprom Group. «инжиниринг») компанией групWhat explains it is the fact пы «Газпром». Дело в том что в that, within Gazprom, the «Газпроме» компании в основном various companies mostly распределены по направлениям operate within their respecдеятельности: добыча, транспорт, tive separate areas of prinпереработка и т.п. Наша же комcipal activity such as proпания сочетает в своей деятельноduction, transportation, сти и мощный проектный инстиprocessing, etc. Our own тут, и заказчика инвестиционcompany, however, has a ных проектов. Работая на рынке high degree of flexibility, инжиниринговых услуг, «Питер something that allows it Газ» занимается в том числе всем to unite, in its activities, a спектром вопросов, связанных с powerful design office and предварительной проработкой a customer for investment проектов. Разумеется, наша спецprojects. Operating as it ифика – нефтегазовая отрасль, и does on the engineering шельфовые проекты в частности. services market, PeterGaz gets itself involved, among НГЕ: Довольно широкий ● PeterGaz General Director Oleg Sergeev. other things, in the entire спектр направлений деятель● Генеральный директор компании ООО «Питер Газ» range of issues associated ности. Как это реализуется на Олег Сергеев. with front-end engineering практике? design. Naturally, our prinСергеев: В общей сложноcipal area of specialization сти я бы выделил три основных is the oil-and-gas sector, in general, and in offshore proj- направления. ects, in particular. Начнем с первого, где мы работаем в качестве изыскателей и проектировщиков. Во всех проектах такого рода, OGE: It looks like a pretty wide range of areas to которые мы реализуем на территории РФ, инвестором выступает «Газпром», а «Питер Газ» является подрядчиком. address. But how does that work in practice?

Sergeev: Altogether, I would say we concentrate on Эта схема давно всем знакома, и хорошо отлажена, я не буду на ней останавливаться. the following three main areas of activity. Во-вторых, мы осуществляем управление инвестициLet’s start with the first one where we operate as surveyors and design engineers. In all such projects that we онными проектами, в том числе нам поручено строительimplement in Russia, Gazprom acts as the investor and ство олимпийских объектов. В данный момент мы рабоPeterGaz operates as its contractor. That type of arrange- таем также над проектом расширения Единой Системы ment is a familiar pattern. So, I won’t dwell on that at any Газоснабжения для обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток». Этот проект получил название «Южный length.

In our second area of specialization, we concentrate коридор» и будет реализован в два этапа до декабря 2019 on the management of investment projects, among which года Мы отвечаем за организацию строительства, выступаНефть и ГазЕВРАЗИЯ

17

#4 April 2012

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

OFFSHORE

is the construction of sports facilities for the Olympic Games. At the moment, we are in the process of developing a design for the expansion of the Unified Gas Supply System to ensure the supply of natural gas to the South Stream gas pipeline. Under the name of South Corridor, the project will be implemented in two phases by December 2019.

PeterGaz will be responsible for the management of civil engineering projects and will act as project contractor. All of that will involve a great deal of work. To give you just two figures to gage the scope of the project, let me tell you that it will involve the construction of 2,500 kilometers of gas pipelines and 10 gas compressor stations.

And, finally, here is the third line of our activity, which has a particular relevance to the topic of our conversation.

In our projects in Russia and in cross-border projects, we also act as on-site project consultants, with international companies acting as project owners. Our more recent projects of that kind include Sakhalin-1 (project owner Exxon Neftegaz Ltd) and the Caspian Pipeline (project owner Saipem). Another major project, which we only recently completed, after having performed the designer’s supervision of construction, was the Nord Stream Gas Pipeline Project. In that case, too, the project owners were major Western companies.

OGE: What are some of the difficulties awaiting foreign companies that would like to participate in Russian projects?

Sergeev: In order to perform operations on the Russian continental shelf, international corporations need to adapt their production processes to meet the requirements of the Russian legislation. The equipment and processes used in the Western countries need to pass Russian state certification, their experts need to acquire appropriate certificates and the design specifications and estimates need to conform to the Russian standards. These are just some of the many possible peculiarities that make difficult the Western investors’ access to the Russian resource bases.

OGE: Is it true that foreign companies are not allowed, in an independent capacity, to conduct surveys and field development on the Russian continental shelf?

Sergeev: Yes, that is true. Under the Subsoil Law of the Russian Federation, only Russian state-owned compa-

18

● PeterGaz General Director Oleg Sergeev speaks during the first journalists’ visit to Adler, one of six automated gas distribution stations (AGDS) on the Dzhubga – Lazarevskoye – Sochi gas pipeline. ● Выступление генерального директора компании «Питер Газ» Олега Сергеева во время первой поездки журналистов в Адлер на одной из шести автоматизированных газораспределительных станций трубопровода Джугба – Лазаревское – Сочи.

ем заказчиком объекта, а это очень большой объем работы. Если рассматривать укрупнено, можно назвать две цифры: около 2 500 км газопровода и 10 компрессорных станций. И, наконец, третье направление деятельности, которое особенно важно в контексте нашего вопроса. В части проектов, которые мы выполняем в России и в трансграничных проектах, мы выступаем также как консультанты на объектах, где заказчиками являются иностранные компании. В числе наших последних проектов в рамках этого направления – «Сахалин-1» (заказчик Exxon Neftegaz Ltd.), «Каспийский трубопровод» (заказчик Saipem). Еще один крупный проект, где мы недавно закончили работы, выполнив авторский надзор за строительством – это газопровод North Stream. В этом случае наши заказчики – иностранные компании.

НГЕ: В чем сложности работы иностранных компаний в российских проектах? Сергеев: Для того чтобы осуществлять работы на российском шельфе, иностранным предприятиям необходимо адаптировать свои производственные процессы в соответствии с требованиями российского законодательства. Технологии и оборудование, применяемые в западных странах должны пройти процесс сертификации, специалисты должны иметь аттестаты, проектно-сметная документация должна отвечать требованиям российских нормативов. Это лишь немногие из всех возможных нюансов, которые должны учитывать иностранные инвесторы на российском рынке. НГЕ: Верно ли, что иностранные компании не имеют права самостоятельно проводить изыскания и разработку месторождений на российском шельфе? Сергеев: Да, это действительно так. По закону «О недрах» правом добычи на офшорных месторождениях пользуются только государственные компании, имеющие как минимум пятилетний опыт, то есть «Роснефть» и «Газпром». Возможность осуществлять работы на шельфе есть у «Газпром нефти», в ближайшее время такую возможность планирует получить «Зарубежнефть». В общей сложности на реализацию различных работ на шельфе выдано к настоящему моменту 65 лицензий. Такая политика обеспечивает строгий государственный контроль, что в этой отрасли совершенно логично. В то же самое время в феврале 2012 в правительстве началось обсуждение мер по либерализации законодательства по освоению шельфа и созданию условий доступа частных инвесторов к российскому шельфу, на освоение которого требуется более активное привлечение инвестиций. Минприроды предполагает допустить их к геологоразведке, а в случае открытия месторождений гарантировать участие в разработке. На сегодняшний день, в условиях ограниченного доступа, иностранные компании создают СП с государственными для получения возможности разрабатывать Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2012

ШЕЛЬФ

nies having a minimum of five years operating experience have the right to conduct offshore production operations, which currently means the two companies, namely, Rosneft and Gazprom. Another company which has the possibility to perform offshore operations is Gazprom Neft, with Zarubezhneft expected to be given that opportunity in the near future. The total number of licenses issued to perform various types of operations on the Russian continental shelf currently stands at 65. Such government policies make it possible to ensure state supervision, something that is quite logical in the case of natural monopolies.

At the same time, it should be noted that, beginning in February 2012, the Russian Federation Government has initiated a discussion on measures aiming at the liberalization of legislation concerning offshore field development.

The goal is to ease conditions governing private investors’ access to the Russian continental shelf, the development of which requires a much more vigorous involvement of foreign investors. The RF Ministry of Natural Resources is planning to allow their access to exploration activities and, in the event of deposit discovery, to guarantee them the right to participate in field development.

As things stand today, however, given their limited access opportunities, foreign corporations have to establish joint ventures with Russian state-owned companies, something that gives them the opportunity to participate in offshore field development. Among the examples of such joint ventures are Shtokman Development AG, Sakhalin Energy and some others.

Consequently, the issue of gaining access to the Russian continental shelf is not at all an unmanageable problem.

Moreover, the establishment of joint ventures promotes the pooling of capital, technological capabilities and manpower resources to implement large-scale projects.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

●

Магистральный газопровод «Южный поток» (South Stream).

●

Расширение ЕСГ для подачи газа в магистральный газопровод «Южный поток».

●

АГРС «Адлер».

●

Магистральный газопровод «Джубга – Лазаревское – Сочи».

●

Магистральный газопровод «Северный поток» (North Stream).

●

Система магистральных газопроводов «Бованенково – Ухта».

●

Магистральный газопровод «Сахалин – Хабаровск – Владивосток».

●

Комплексное освоение Штокмановского ГКМ.

●

Комплексное освоение Киринского ГКМ.

●

«Реконструкция компрессорных станций системы газопроводов Северный Кавказ – центр на участке Привольное – Моздок».

●

Магистральный газопровод Починки – Изобильное – ССПХГ в комплексе с компрессорными станциями Новопетровская и Жирновская.

●

Газопровод Россия – Турция «Голубой поток».

●

Система магистральных газопроводов Заполярное НГКМ – г. Новый Уренгой.

●

Газопровод «КС Изобильный – Невинномысск».

●

Северо-Европейский газопровод.

●

Реконструкция КС «Краснотурьинская газопровода» Уренгой – Новопсков.

месторождения. Примерами таких предприятий являются «Штокман Девелопмент», «Сахалин Энерджи» и др. Таким образом, проблема доступа к шельфу не является неразрешимой, напротив, создание СП способствует интеграции капиталов, научно-технического и кадрового потенциала для реализации масштабных проектов.

НГЕ: Учитывая необходимость адаптации производственных процессов в соответствии с требованиями российского законодательства, правильно ли будет сказать, что зарубежным компаниям нужен посредник или проводник на российский рынок? ● Performing engineering survey in pipeline corridor with the use of

unmanned submarine Hugen. ● Изыскания по трассе газопровода «Южный поток» с

использованием необитаемого подводного аппарата Hugen.

PHOTO: PITERGAZ / ФОТО: ПИТЕРГАЗ

OGE: Given the need to adapt production processes to meet the requirements of Russian laws, would it be correct to say that foreign companies need an intermediary or a guide to enter the Russian market?

Sergeev: No foreign company, and that applies to the situation in all countries and not Russia alone, can just come to another country and start operating on the local market using that country’s national standards. Integration into a new regulatory framework and a new cultural-and economic space is a difficult and time-consuming process. Quite often, however, no such lengthy integration is required, given that, under such circumstances, the international project owners find it much more profitable, fast and efficient to rely on outsourcing parts of the project. In such cases, it is much easier to invite a Russian company which can do all the necessary things to meet the requirements. However, the process is not without its own complexities. Against the background of a great number of business entities involved in the process, there is the added importance of careful coordination of the processes performed. Therefore, in the early stages of any project and in the course of project execution as a whole, there has to be a high level of coordination of activities, which tends to take either the form of a consortium, with all participants having equal rights, or the form of subcontract operations. But, in any case, there has to be feedback, follow-up and adaptation to the standards and regulations of the host country.

Another important aspect of these very complex and difficult relationships is a common understanding of the

Проекты, в которых принимала участие компания «Питер Газ»

19

#4 April 2012

OFFSHORE

Projects Implemented with PeterGaz Participation ● South Stream Gas Trunk Pipeline. ● Expansion of the unified system of gas supply to South Stream Gas Trunk Pipeline. ● Adler Automated Gas Distribution Station. ● Dzhubga – Lazarevskoye – Sochi Gas Trunk Pipeline. ● Nord Stream Gas Trunk Pipeline. ● Bovanenkovo – Ukhta Gas Trunk Pipeline System. ● Sakhalin – Khabarovsk – Vladivostok Gas Trunk Pipeline. ● Integrated Development of Shtokman Gas-Condensate Field. ● Integrated Development of Kirinskoye Gas-Condensate Field. ● Modernization of gas compressor stations on the Privolnoye – Mozdok pipeline section of the Northern Caucasus Gas Pipeline System. ● Pochinki – Izobilnoye – SSPHG Gas Trunk Pipeline integrated with Novopetrovskaya and Zhirnovskaya compression stations. ● Blue Stream Gas Pipeline from Russia to Turkey Zapolyarnoye Oil & Gas Condensate Field to Novy Urengoi Gas Trunk Pipeline System. ● Izobilny Gas Compressor Station – Nevinnomyssk Gas Pipeline. ● North European Gas Pipeline Modernization of Krasnoturinskaya Gas Compressor Station on the Urengoi – Novopskov Gas Pipeline.

project’s overall concept. What needs to be emphasized is that certain approaches tend to differ between people from different nations already at the national mentality level. Our company’s rich experience of working with different foreign partners makes it considerably easier for us to approach the task of developing a common design concept, thus making easier the joint activities and laying down a constructive groundwork for the project’s design.

In its own turn, laying the groundwork for the project has a lot to do with defining the project’s ultimate success.

There exists a type of approach whereby the project’s fundamental concept is elaborated insufficiently, something that tends to make uncertain just how much the project would succeed in adapting to the existing environment and regional infrastructure and how successfully it would work in that context. That is an incorrect approach, to say the least. Obviously, it would be much better to spend more time and resources on the preparation of the project’s design at its front end. It is where you have a pre-investment block that is exactly defined as a system and clearly elaborated that you can expect 80 percent of success of the whole project to depend on that part. That was the principle that we applied in our earlier work as contractors on Russian-only projects. And that is the practice to which we have adhered ever since paying, as we do, particular attention to the early-stage conceptual engineering in both our Russian and our international projects.

OGE: So why exactly is the FEED block so important?

Sergeev: At the construction project’s conceptual stage, the front-end engineering design block ensures that all of the project’s risks are duly identified and defines the algorithm guiding the conduct of work in a particular location. First, studies are conducted of the legislative framework governing a given region and then the local technological regulatory framework and the location’s physical and geographic features are considered. In that context, where onshore mineral deposits are concerned, the first two aspects concerning the local legislative and techno-

20

Сергеев: Иностранная компания, и это касается не только России, но и любого другого государства, не может просто так прийти и начать работать по нормативам этого государства. Интеграция в новое нормативно-правовое и культурно-экономическое пространство – это протяженный во времени и трудоемкий процесс. Зачастую в такой интеграции нет необходимости, поскольку выгоднее, быстрее и эффективнее для иностранных заказчиков прибегать к аутсорсингу в таких условиях. Проще привлечь российскую компанию, которая все сделает. Но и здесь есть сложности. При увеличении количества субъектов, вовлеченных в процесс, растет важность координации в процессе работы. Поэтому на начальном этапе и в ходе реализации любого проекта в целом, должна иметь место слаженная совместная работа. Либо это консорциум, когда права всех участников равны, либо подряд, в любом случае должна быть обратная связь и адаптация к нормативам и законодательству той или иной страны. Еще один очень важный момент, который присутствует в этих, сразу скажу, непростых взаимоотношениях, - общее понимание концепции проекта. Дело в том, что некоторые подходы отличаются даже на уровне менталитета разных народов. Богатый опыт работы с иностранными партнерами значительно облегчает задачу выработки общей концепции, тем самым упрощая совместную работу и закладывая конструктивную основу проекта. Формирование основы, в свою очередь, во многом определяет общий результат. Существует практика, при которой основная концепция проекта недостаточно проработана, в таком случае неизвестно, как он «встроится» в окружающую среду и инфраструктуру региона, как он будет работать. Это, мягко говоря, неправильный подход. Все-таки, лучше потратить достаточное количество времени и ресурсов на подготовку проекта. Если прединвестиционный блок четко системно расписан, отработан, то в дальнейшем 80% всего успеха зависит от этой части. Этот принцип мы закладывали еще в самом начале нашей деятельности, эта практика закрепилась, и сегодня мы уделяем особое внимание проработке предпроектной стадии как в российских, так и в международных проектах. НГЕ: И чем, в частности, так важен этот блок? Сергеев: На начальной стадии подготовки строительства предпроектный блок обуславливает выявление всех рисков, а также задает алгоритм ведения работ в конкретной местности. Сначала рассматривается законодательство того или иного региона, затем технологическая нормативная база и физико-географические особенности местности. Причем если говорить о материковых месторождениях, то первые два аспекта, которые связаны с особенностями законодательства и с технологическими нормативами, идут на первом месте, а что касается шельфа, то здесь на первое место выходит физико-географический аспект.

НГЕ: С чем связаны такие различия? Сергеев: Если рассмотреть два месторождения, которые расположены практически рядом, находится столько нюансов, что невольно приходишь к тому, что каждое из них, как и проект в целом, хочется назвать уникальными. Если переводить на язык технический, мы говорим: «Мы пришли строить, а нормативов для этого у нас нет». Российское законодательство предусматривает следующую норму: если существующая нормативная база не позволяет выполнить проектирование данного объекта на Oil&GasEURASIA

ЭКСПЕРТЫ В ОБЛАСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ На протяжении 20 лет Lufkin поставляет оборудование мирового класса для механизированной добычи, автоматизации нефтепромыслов и сервиса в России и СНГ. Сегодня активность Lufkin в СНГ значительно возросла.

Используя производство в Румынии, 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.

Регенеративный VSD Lufkin Новые компоненты ■ Новая VSD технология ■ Интегральное байпассирование инвертора ■ Новая комплектация

Мы также предлагаем: ■

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

Автоматизацию для станков-качалок, плунжерного лифта, винтовых насосов

Использует проверенные технологии ■ 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

■

Контроллеры нагнетательных скважин

■

Программное обеспечение автоматизации

■

Станки-качалки

■

Гидравлические насосные установки

■

Оборудование плунжерного лифта

■

Газлифт

■

Оборудование для заканчивания скважин

■

Штанговые насосы

■

Забойный инструмент

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

#4 April 2012

logical regulatory framework are given top priority attention, while, in the case of offshore fields, the location’s physical and geographic features are considered in the first place.

PHOTO: PITERGAZ / ФОТО: ПИТЕРГАЗ

OFFSHORE

● Macrozoobenthos sampling in the Black Sea. ● Отбор проб макрозообентоса в Черном море.

OGE: What is it that defines those differences of approach?

Sergeev: If you look at any two fields lying in close proximity to each other, you may find so many shades of difference between them that you will have to admit that each of them, as well as the project as a whole, is one of a kind.

Translating this into the language of technology, we would have to say: “Here we are ready to start construction, but we lack the necessary technical regulations.” Under the Russian law, where the existing regulatory framework does not contain sufficient provisions to start the engineering design work on a given facility in a given location, Project Specific Technical Specifications (PSTS) will have to be developed first. Once approved, such a document becomes another regulation of, let’s put it this way, the fourth and lowest order. It is a local-level regulation that is tied specifically to a given facility, project or technology concept.

Given that a chosen design solution directly impacts safety, the level of responsibility involved here lies with the state rather than with the project owner or even with the investor. That is why it is the state agencies that supervise the situation here and issue local-level regulations such as the PSTS, which, once approved, become local regularly documents governing a given facility.

OGE: Wouldn’t it appear then that the regulatory framework governing the offshore design and construction activities is made up of separate regulatory pieces, which, on top of that, may contain inconsistencies. How might this problem be tackled?

Sergeev: If you examine, for instance, some 5-10 PSTS relating to projects with similar initial conditions, you might chose 60-70 percent of them and develop a common regulatory document that could then be applied to the next 10-20 fields. On that basis, a common regulatory base could be developed in the future to cover all of the offshore fields concerned.

Every now and then, some international standards are developed by the likes of DNV, Lloyd’s and others. But, given that, on a global level, the production of hydrocarbons from offshore deposits is a fairly recent development.

No single country has been able to develop a full-fledged regulatory framework regulating and systematizing all of the numerous requirements made on the development of offshore projects. Unfortunately, it will take more than just a few years to have such a framework in place. However, and this is the good news here, as an experienced design company having participated in numerous offshore projects, we have the capability independently to develop the PSTS, have them approved by government agencies and use them as a regulatory framework in the course of the project design development and construction. So, as far as we are concerned, the problem to which you have referred is not an issue for us at PeterGaz.

22

данной территории, разрабатываются сначала так называемые специальные технические условия (СТУ). Этот документ тоже становится нормативом, скажем так, четвертого порядка, последнего, он локальный и привязан к конкретному объекту, проекту, и технологическому решению. Учитывая, что проектное решение напрямую связано с вопросами безопасности, это не уровень ответственности заказчика или даже инвестора, а уровень ответственности государства. Поэтому государственный орган контролирует ситуацию и выпускает нормативы, в частности СТУ, который становится определяющим нормативным локальным документом для данного объекта.

НГЕ: Получается, что нормативная база шельфового проектирования и строительства фрагментарна, кроме того, в ней могут присутствовать разночтения. Как решить эту проблему? Сергеев: Если, к примеру, рассмотреть 5-10 СТУ по проектам со схожими начальными условиями, из них 60-70% можно выбрать и создать некий общий нормативный документ, который распространится на последующие 10-20 месторождений. Из этого в будущем может быть составлена некая общая нормативная база по всем шельфовым месторождениям. Сейчас есть всплески появления международных нормативов по лини DNV, Lloyd и т.д. Но, поскольку по всему миру освоение шельфа ведется относительно недавно, ни одному государству пока не удалось создать полноценную нормативную базу, регламентирующую и систематизирующую все требования к реализации шельфовых проектов. К сожалению, для создания такой базы потребуется еще не один год. Однако как опытный проектировщик, отработавший на множестве шельфовых проектов, мы имеем возможность самостоятельно разрабатывать СТУ, согласовывать их в государственных органах и опираться на них при проектировании и в ходе строительства. Таким образом, для нас проблемы, о которой вы говорили, как таковой не существует.

Oil&GasEURASIA

RUSSIAN MAJORS

Iraq, Caspian Investments to Fuel LUKOIL's Profits & Dividend Payouts Инвестиции в Ираке и на Каспии обеспечат «ЛУКОЙЛу» рост прибыли и дивидентов Galina Starinskaya

Галина Старинская

n March, LUKOIL presented its new development strategy covering the period through the year 2021. Its biggest news is that the dividends are set to grow by 300 percent over the next 10-year period. At the same time, the company has plans to make significant investments in various projects, primarily, in those outside Russia. As far as its Russian operations are concerned, LUKOIL will have to make up for last year’s decline in its oil output, something that was largely due to a geological miscalculation regarding its South Khylchuyuskoye field.

марте «ЛУКОЙЛ» представил новую стратегию развития, рассчитанную до 2021 года. Ее главная сенсация – рост дивидендов за 10 лет на 300%. Кроме того, компанию ожидают значительные инвестиции в проекты – прежде всего, зарубежные. В России же «ЛУКОЙЛу» необходимо предотвратить падение нефтедобычи, произошедшее в прошлом году, главным образом, из-за геологической ошибки на Южно-Хыльчуюском месторождении.

I

For the Benefit of Its Investors On March 14, LUKOIL President Vagit Alekperov and the company’s top management unveiled the company’s new development strategy for 2012–2021 to a conference in London, UK. Many analysts tend to view it as much too ambitious. However, that is not the view of the company’s head Vagit Alekperov who described the goals to be achieved over the next decade as being “unique”.

The strategy is designed to increase LUKOIL’s investment attractiveness and to assure a many-fold increase in the company’s payments to its shareholders (see chart).

The company that was never known for making savings at the expense of its shareholder dividends now holds out the promise of a 300 percent increase in dividends in 2021 compared with those paid out last year. By the way, LUKOIL’s dividends for 2011 are set to grow by 25 percent to reach 74 rubles per share, with a dividend yield of about 4 percent.

According to analysts at Gazprombank, the share of LUKOIL’s dividends may reach 30 percent of the company’s net profit by 2016 and 40 percent by 2021, provided that no major new projects are launched that could reduce the flow of available cash.

BCS analyst Andrei Polishchuk believes that LUKOIL will not increase the share of income spent on dividend payments over the next two years.

“It is quite possible that, with oil prices failing to rise, the company could have a negative cash flow. In that situation, rather than growing, dividend payments could even go down,” the expert warns.

24

В

Ради акционеров Четырнадцатого марта в Лондоне Вагит Алекперов, глава «ЛУКОЙЛа», и руководство компании представили новую стратегию ее развития на 2012–2021 годы. Многие аналитики считают ее слишком амбициозной. Однако Вагит Алекперов назвал результаты, достичь которых планируется в ближайшее десятилетие, «уникальными». Стратегия рассчитана на повышение инвестиционной привлекательности «ЛУКОЙЛа и многократный рост выплат акционерам (см. график). Компания никогда не экономила на дивидендах и теперь обещает 300%-й рост выплат в 2021 году по сравнению с уровнем прошлого года. Кстати, по итогам 2011 года дивиденды будут увеличены на 25%, то есть до 74 рублей на акцию (дивидендная доходность около 4%). По оценкам аналитиков «Газпромбанка», к 2016 году дивиденды могут достичь 30% от чистой прибыли, к 2021 году – 40%, но лишь при отсутствии новых крупных проектов, которые могут уменьшить свободный денежный поток. «ЛУКОЙЛ» не будет увеличивать процент отчислений на дивиденды в ближайшие два года, считает аналитик БКС Андрей Полищук. «Весьма вероятно, что, если цены на нефть не вырастут, у компании будет отрицательный денежный поток. В такой ситуации дивиденды не будут увеличиваться, возможно даже их снижение», – предупреждает эксперт. Обеспечить рост доходов акционеров планируется за счет реализации добычных проектов, в том числе за границей,

SOURCE: COMPANY DATA ИСТОЧНИК: ДАННЫЕ КОМПАНИИ

Oil&GasEURASIA

Главное событие года по разведке и добыче РЕКЛАМА

РОССИЙСКАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА SPE ПО РАЗВЕДКЕ И ДОБЫЧЕ 2012

16 - 18 ОКТЯБРЯ 2012 ВВЦ, ПАВИЛЬОН 75, МОСКВА, РОССИЯ

www.russianoilgas.com

Бронируйте лучшие стенды на Выставке присоединяйтесь к ведущим компаниям отрасли! Информация обновляется ежедневно www.russianoilgas.com Выберите спонсорский пакет и получите максимальный эффект от участия в Выставке

Используйте выгодные условия участия в «Инкубаторе Технологий» (подробности у менеджеров проекта)

КОНТАКТЫ:

В ближайшее время будет опубликована программа конференции и открыта он-лайн регистрация

СПОНСОРЫ 2012

Сергей Жук,

Наталья Яценко,

менеджер проекта

менеджер проекта

т.: +7(495) 937 68 61*127

т.: +44(0) 208 910 7194

e: sergey.zhuk@

e: nataliya.yatsenko@

reedexpo.ru

reedexpo.co.uk

Платиновый спонсор

Спонсоры

Организаторы

Energy & Marine ООО «Рид Элсивер»

#4 April 2012

RUSSIAN MAJORS The company plans to increase shareholder value through the implementation of its upstream projects, including those outside of Russia, something that will require significant investments. For instance, $125 billion will be invested in its upstream projects, with $25 million to be invested in its downstream and sales projects. The company’s management believes that LUKOIL’s ongoing projects should allow the company to generate a disposable cash flow of about $100-110 billion, with $50-60 billion generated by its projects in the upstream sector.

LUKOIL has no plans to increase its borrowing over the next 10 years. LUKOIL management believes that this strategy should make it possible to pay out high dividends to the company’s shareholders.

“The company has developed some strong projects that are bound to produce good performance and the time is coming now to reward our shareholders for their investments,” said Vagit Alekperov. He was confident that further increases in shareholder payments would be possible due to more stable international crude oil prices (with crude priced at $100-110 per barrel), increased oil and gas production, better tax policies in Russia, stronger vertical integration, innovative developments at LUKOIL and also due to the company maintaining its strong competitive positions in Russia and on the international market.

Alekperov and others in the company’s top management are prepared to prove that LUKOIL’s stock is an attractive investment proposition by citing their own actions as an example. Over the past couple of years, they have engaged in vigorous buybacks of LUKOIL’s shares. At this point, it should be recalled that some two years ago, LUKOIL lost its main shareholder and partner ConocoPhillips of the U.S. (which decided only to keep its interest share in Naryanmarneftegaz). According to LUKOIL Vice-President Leonid Fedun, since that time, the company’s management has made an unprecedented stock buyback to a total of more than 10 percent of the company’s total stock.

More Oil and Gas

а на их финансирование будут затрачены значительные суммы. В частности, в проекты, связанные с разведкой и добычей, будет инвестировано $125 млрд, а в переработку и сбыт – $25 млрд. Руководство компании рассчитывает, что текущие проекты «ЛУКОЙЛа» позволят сгенерировать свободный денежный поток в размере $100-110 млрд, из них $50-60 млрд должны дать проекты в секторе добычи. При этом, в ближайшие 10 лет компания не планирует увеличивать заимствования. Такая тактика позволит выплатить акционерам высокие дивиденды, уверены в «ЛУКОЙЛе». «Компания хорошо нарастила проекты, которые будут демонстрировать высокую эффективность, и уже наступает этап, когда нужно вернуть акционерам их вклады», – сказал Вагит Алекперов. Он также уверен, что рост выплат будет возможен за счет сохранения стабильности на мировых рынках (при стоимости барреля нефти на уровне $100-110), увеличения добычи нефти и газа, улучшения налоговой нагрузки в России, использования возможностей вертикальной интеграции компании, инновационного развития «ЛУКОЙЛа», а также поддержания сильных конкурентных позиций компании в России и за рубежом. То, что акции компании будут привлекательной инвестицией, глава компании и ее руководство демонстрируют на собственном примере последние пару лет. Они активно скупают бумаги «ЛУКОЙЛа». Напомним, два года назад компания лишилась главного своего акционера и партнера – американской ConocoPhillips (сохранила долю только в «Нарьянмарнефтегазе»). За это время, по словам вицепрезидента «ЛУКОЙЛа» Леонида Федуна, руководство компании произвело беспрецедентный выкуп акций с рынка – более 10%.

Больше нефти и газа Главным направление деятельности компании на ближайшие 10 лет останется добыча нефти и газа. Согласно стратегии, производство углеводородов увеличится на 50% по сравнению с 2011 годом – до 1,17 млрд барр. н.э.; 17% из этого объема придется на международные проекты компании. При этом коэффициент извлечения нефти вырастет до 40%. Большие надежды компания возлагает на производства газа. Так, к 2021 году доля «голубого топлива» в структуре добычи углеводородов запланирована на уровне

Over the next 10 years, oil and gas production will remain the company’s main activity.

According to the LUKOIL strategy, the hydrocarbon production volume is bound Comparisons Between LUKOIL's Old and New Strategies to reach 1.17 billion barrels of oil equivalent, an increase of 50 per- Сравнение старой и новой стратегий «ЛУКОЙЛа» cent on the 2011 figures, with 17 2010–2019 Strategy / 2012–2021 Strategy / percent of that volume generated Стратегия 2010–2019 Стратегия 2012–2021 by the company’s overseas projects. Hydrocarbon production over 10 years, billion bbl o.e. / 9 10 The oil recovery factor is set to reach Добыча углеводородов за 10 лет, млрд барр. н.э.

40 percent. The company has great Disposable cash flow over 10 years, billion US$ / expectations of its gas production 72 100-110 Свободный денежный поток за 10 лет, $млрд projects. Under the plan, the share Dividend payout ratio, % / Доля дивидендов в of natural gas in the company’s 32 40 чистой прибыли, % hydrocarbon production structure is to reach 27 percent by 2021 (see Investment over 10 years, billion US$ / 88 150 chart). Leonid Fedun further said Капвложения за 10 лет, $млрд: that Russia was bound to remain In the upstream and exploration segment / Western Europe’s largest gas sup61 125 В сегменте «разведка и добыча» plier, while planning to begin its gas deliveries to China in 2016–2017. In the downstream and sales segment / В сегменте 25 24 «переработка и сбыт» “The growing Chinese economy is going to need a lot of natural gas.

SOURCE: COMPANY DATA ИСТОЧНИК: ДАННЫЕ КОМПАНИИ

26

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2012

This is going to be a further growth driver on the gas market in Russia,” he said.

According to LUKOIL, there is going to be a significant increase in hydrocarbon production by the company’s foreign projects. More specifically, West Qurna 2 field in Iraq will become one the company’s main investment projects in the next two years. LUKOIL has plans to invest $33 billion in that project which has estimated reserves of about 14 billion barrels.

Correcting Mistakes in Russia In Russia, LUKOIL’s most promising projects are those in the Caspian oil fields. According to Vagit Alekperov, the company will continue its exploration activities in the Caspian Sea area where it has discovered new hydrocarbon deposits, some of them holding large gas reserves.

Production is expected to grow 12 times, with investments there totaling some $18 billion.

It should be noted that last year proved to be somewhat less successful for LUKOIL in terms of its oil production. Alekperov acknowledged it saying that the company’s production volume had dropped by more than 5 percent for the first time in 20 years.

The decrease was due to the depletion of its fields in Western Siberia and to a geological mistake made by Russian and American geologists at the Naryanmarneftegazoperated South Khylchuyuskoye field in the Timan-Pechora basin. Prospective resources proved to be smaller than what had been expected by the company. About 30 percent of the estimated reserves failed to be proved. As a result,

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КРУПНЫЕ КОМПАНИИ 27% (см график). Более того, Леонид Федун отметил, что Россия продолжит оставаться крупнейшим поставщиком газа в Западную Европу, а в 2016–2017 годах могут начаться поставки в Китай. «Растущая экономика Китая будет нуждаться в газе. Это еще один стимул роста рынка газа в России», – сказал он. Как считают в «ЛУКОЙЛе», значительно увеличится производство углеводородов на зарубежных месторождениях. В частности, в ближайшие два года проект «Западная Курна-2» будет одним из основных объектов инвестиций. В месторождение с запасами около 14 млрд барр. нефти компания планирует инвестировать $33 млрд.

Работа над ошибками в России В России перспективными проектами «ЛУКОЙЛа» являются каспийские месторождения. По словам Вагита Алекперова, компания продолжает вести геологоразведочные работы на Каспии и находит новые пласты углеводородов, в том числе крупные запасы газа. Добыча здесь должна вырасти в 12 раз, а инвестиции составят около $18 млрд. Следует отметить, что прошлый год для «ЛУКОЙЛа» оказался неудачным в части нефтедобычи. Алекперов признал это, отметив, что впервые за 20 лет компания снизила объем производства (более 5%). Падение было связано с истощением запасов на месторождениях Западной Сибири, а также с геологической ошибкой российских и американских геологов на Южно-Хыльчуюском месторождений (оператор «Нарьянмарнефтегаз») в Тимано-Печоре. Перспективных

27

#4 April 2012

RUSSIAN MAJORS in 2011, the estimated reserves were reduced from 0.5 billion to 0.14 billion barrels. As a result, LUKOIL, with its 70 percent interest share in that project, and its U.S. partner ConocoPhillips, with a 30 percent interest share, had to write off $1.2 billion in losses.

Over the next decade, the company hopes to stabilize its production rates in Western Siberia and to move gradually towards increased output rates.

According to Andrei Polishchuk, it has been for a long time now that LUKOIL has not had access to the newer large deposits in Russia, with the exception of the company’s interest share in the Trebs and Titov oilfields (Bashneft being their license holder), the access to which the company’s gained thanks to its extensive infrastructure facilities in Nenets Autonomous Region.

“For the time being, LUKOIL will continue to develop the older fields where, through the introduction of high-tech solutions, the company can achieve higher oil recovery rates”, said the expert.

However, the company is somewhat more pessimistic about the oil production prospects for Russia as a whole. After 2016, there may well be a sharp drop in production volumes unless the government changes its tax policies in that sector, said Vagit Alekperov explaining that the current system tends to discourage the development of new deposits. In many other countries, taxes are based on corporate profits, while in Russia they are based on oil output volumes. At the moment, the government offers favorable tax treatment to individual projects or fields only, with the oil companies wishing to see a more stable and predictable system in operation there.

Moreover, the company considers as unjust the government’s policy of allowing access to the development of new fields on the Russian Arctic shelf only to the state-owned companies such as Rosneft and Gazprom. Time and again, LUKOIL has petitioned the government with a request to grant a national corporation status to all companies registered in Russia and duly paying their taxes to the government and to allow them access to the offshore projects in the Arctic.

In Andrei Polishchuk’s opinion, since ConocoPhillips is no longer one of LUKOIL’s shareholders, it is important for the company to obtain a national corporation status. “For a number of reasons, Russian fields look more attractive and promising than those in other part of the world, even with all their heavy tax burden. For example, many foreign companies are eager to participate in projects in this country,” says Polishchuk. However, given that LUKOIL has decided now to focus primarily on its overseas projects, it needs a foreign partner to help it acquire assets and share risks, something that could be done, however, also on a project-by-project basis.

Experts find it difficult to predict whether LUKOIL would succeed in implementing its ambitious action program. In the view of Andrei Polishchuk, the company’s declared objectives will be very difficult to achieve.

“No one can say what the price of oil will be like by 2021. LUKOIL may still change its forecasts. Their strategies are only a reference point they will use in developing their activities over the next ten years,” he said.

28

запасов оказалось меньше, чем ожидала компания. Они не подтвердились на 30%, и в 2011 году были снижены с 0,5 млрд до 0,14 млрд барр. В итоге, «ЛУКОЙЛу» (70% в проекте) и ее американскому партнеру ConocoPhillips (30%) пришлось списать $1,2 млрд убытков. В ближайшее 10-летие в Западной Сибири компания надеется стабилизировать добычу и постепенно переходить к увеличению производства. По словам Андрея Полищука, новые крупные месторождения в России компании не доставались уже давно, если не считать доли в проектах Требса и Титова (лицензии принадлежит «Башнефти»), которые «ЛУКОЙЛ» получил благодаря наличию инфраструктуры в НАО. «„ЛУКОЙЛ“ пока будет работать на старых месторождениях. Внедряя высокие технологии, компания сможет достичь более высокого коэффициента извлечения нефти», – говорит эксперт. Впрочем, компания пессимистически настроена относительно перспектив общероссийской добычи нефти. После 2016 года может начаться резкое падение производства, если государство не изменит налогообложение отрасли, говорил Вагит Алекперов, объясняя это тем, что действующая система дестимулирует освоение новых месторождений. Во многих странах налоговой базой является прибыль компаний, а в России – добыча нефти. Государство сейчас устанавливает льготный режим для отдельных проектов и месторождений, но нефтяники хотели бы видеть более стабильную и предсказуемую систему. Помимо этого, компания считает несправедливым политику доступа к освоению российского арктического шельфа только госкомпаний в лице «Роснефти» и «Газпрома». «ЛУКОЙЛ» неоднократно предлагал закрепить за всеми компаниями, зарегистрированными на территории России и платящими налоги в бюджет, статус национальных и предоставить им доступ к шельфовым проектам. После выхода Conoco из состава акционеров «ЛУКОЙЛу» важно получить статус национальной компании, считает Андрей Полищук. «Российские месторождения все-таки интересней и перспективней зарубежных, несмотря на высокую налоговую нагрузку. Например, иностранные компании очень хотят участвовать в наших проектах», – говорит он. Однако, если «ЛУКОЙЛ» решил сосредоточиться только за рубежом, иностранный партнер необходим, чтобы помочь приобрести активы и разделить риски, хотя это возможно и на уровне отдельных проектов. Будет ли выполнена программа «ЛУКОЙЛа», эксперты прогнозировать не берутся. По словам Полищука, достичь заявленных результатов компании будет очень сложно. «Неизвестно какой будет цена на нефть к 2021 году. Свои прогнозы „ЛУКОЙЛ“ еще может поменять. Стратегия – лишь ориентир, от которого компания будет отталкиваться в ближайшие 10 лет», – сказал он.

SOURCE: COMPANY DATA ИСТОЧНИК: ДАННЫЕ КОМПАНИИ

Oil&GasEURASIA

г. Геленджик, Россия, 10-14 сентября 2012 г.

14-я международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов

Окончание приема тезисов докладов 20 МАЯ 2012 Г.

Оформить свое участие и получить полную информацию о мероприятиях конференции Вы можете в компании ООО «ЕАГЕ Геомодель» - Региональный офис EAGE в России и странах СНГ: Тел./факс: +7 (495) 661-92-85,+7 (495) 661-92-86, E-mail: geomodel@eage.org, website: www.eage.ru

GAS MARKET

Itera Aims to Get Back Its Own New Rosneft-Itera JV to Challenge NOVATEK for Top Spot on the Independent Gas Producers Market

«Итера» готовится взять реванш СП «Роснефти» и «Итеры» может стать крупным игроком на рынке независимых производителей газа Svetlana Kristallinskaya

I

tera has set in motion the process of consolidating its assets with those of the state-owned corporation Rosneft. If the two companies succeed in implementing their current plans, their newly formed joint venture could well challenge NOVATEK for the top position on the independent gas producers market in Russia.

A Great Beginning and a Somewhat Less Impressive Continuation For a long time now, Igor Makarov, Itera’s main stockholder has been looking for a partner that could help him expand his company and boost its development potential.

With the change at Gazprom’s helm, the once-mighty Itera has seen its former position on the gas market significantly reduced and has lost much of its former leverage. It was during the days of the former Gazprom boss Rem Vyakhirev that Itera was able to acquire its principal production assets as well as the right to supply Turkmen gas to Ukraine. When Alexei Miller became the head of Gazprom, Itera was able to retain its interest shares in production companies but it was displaced from the Turkmen market. Nevertheless, Makarov, who calls Turkmenistan his home, together with other top managers and owners of the company, had already managed to forge close ties with that former Soviet republic and, in the absence of prospects for their business development in Russia, has continued vigorously to look for further application points there.

In the meantime in Russia itself, Itera had tried for four years and failed to make fully operational the Beregovoye Gas Condensate field, its main natural gas production asset (not to count the Purgaz Project operating under Gazprom's supervision). Over the course of four years, it lost control of the Beregovoye Field to Gazprombank, with the prospect of its eventual transfer to Gazprom.

Here, too, however, things did not go the way they had been planned. Early in 2010, first, there appeared some reports of preparations being made for the sale of 51 percent of Sibneftegaz shares to Gazprom, which holds the license to Beregovoye field, together with two other fields, but, toward the end of the year, the asset was ultimately acquired by NOVATEK. So, once again, Itera was out in the cold. After all, when it was in partnership with Gazprombank it was the professional among the two, but with NOVATEK the balance of power was clearly tilted and not in its favor.

30

Светлана Кристаллинская

«И

тера» объединяет активы с государственной «Роснефтью». Если компании смогут реализовать задуманное, то их СП рассчитывает побороться с «НОВАТЭКом» за первое место на рынке независимых производителей газа.

Отличное начало и менее успешное продолжение Основной владелец «Итеры» Игорь Макаров давно искал партнера, который смог бы увеличить его компанию и дать ей возможность развиваться. Когда-то могущественная «Итера» со сменой власти в «Газпроме» существенно утратила свои позиции на газовом рынке и потеряла рычаги влияния. При Рэме Вяхиреве «Итера» получила основные производственные активы, а также право поставлять туркменский газ на Украину. С приходом в «Газпром» Алексея Миллера компания все-таки смогла сохранить за собой доли в добывающих предприятиях, но с туркменского рынка была вытеснена. Впрочем, Игорь Макаров, который сам родом из Туркмении, а также другие топ-менеджеры и владельцы компании завязали тесные связи с этой бывшей советской республикой и в отсутствие перспектив развития бизнеса в России, активно искали точки применения там. В России же «Итера» не могла запустить свой главный газовый актив (если не считать работающего под присмотром «Газпрома» «Пургаза») – Береговое месторождение – в течение четырех лет, до тех пор пока не уступила контроль «Газпромбанку» с перспективой последующей передачи «Газпрому». Впрочем, и здесь сложилось не так, как предполагалось – в начале 2010 года появились сообщения о подготовке продажи «Газпрому» 51% акций «Сибнефтегаза», владеющего лицензией на Береговое, а также еще два месторождения, а в конце года этот актив ушел к «НОВАТЭКу». «Итера» опять оказалась не у дел – ведь в партнерстве с «Газпромбанком» она была профессионалом, а с «НОВАТЭКом» расклад сил явно поменялся.

В поисках лучшей доли «Итера» планировала объединиться с компанией Леонида Михельсона еще в 2002 году, а потом продала ему все активы в обмен на долгосрочный контракт о продаже газа. Газ был нужен «Итере» – ведь ей предоставили право оператора поставок газа в один из крупнейших промышOil&GasEURASIA

№4 Апрель 2012

In Search of a Better Deal

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

● For a long time now, Igor Makarov, Itera’s main stockholder, has been looking for a partner that could help him expand his company and boost its development potential. ● Основной владелец «Итеры» Игорь Макаров давно искал партнера, который смог бы увеличить его компанию и дать ей возможность развиваться.

ГАЗОВЫЙ РЫНОК

Itera had plans to join forces with Leonid Mikhelson way back in 2002 but then it sold him all of its assets there in exchange for a long-term gas delivery contract. Itera needed that gas badly as it had acquired the right to act as operator to supply natural gas to Sverdlovsk Region, one of the country’s biggest industrial regions. But Igor Makarov was clearly ill at ease, remaining just another trader while seeing how his former rival NOVATEK was gaining so much momentum, what with the IPO, a foreign partner from among the world’s major corporations and the government’s blessing to develop a number of complex and challenging projects. So, in 2008, his company also started to plan for an IPO. But then came the global financial crisis which upset all his plans in that direction.

Then, in 2011, the market was expecting an alliance, in one form or another, between Itera and TNK-BP. The RussianBritish joint venture had already filed a require for a purchase of 50 percent of Itera’s assets to the Federal Antimonopoly Service (FAS) and to the Government Commission for Control over Foreign Investment in the Russian Federation.

TNK-BP was prepared to pay for its share in an amalgamated company with its own assets or with cash to be used for repayment of debt. According to the International Financial Reporting Standards (IFRS) findings, during the course of the year 2010, Itera’s long-term debt increased 1.7 times to reach $1.2 billion.

In the end, however, TNK-BP and Itera didn’t have it the way they had planned originally, with the price proving to be the stumbling block. Mikhail Slobodin, TNK-BP Vice-President says, “Basically, Itera is a holding company that owns two minority stakes in the assets. What it controls directly is the sale of natural gas in Sverdlovsk Region. That is not at all a bad asset in terms of production. But there may well be some other ways to access the Sverdlovsk Region’s stable natural gas market.” According to Slobodin, what had ultimately impacted the price of the transaction was, in particular, the doubling of the Purgaz mineral extraction tax (MET) starting from 2012.

Remain Independent and Be More Profitable The Russian government’s decision to increase the tax burden on the gas industry was made in such a way as almost not to affect the independent producers, such as NOVATEK and the oil companies, for which, as had been promised, the MET was only increased to off-set the rate of inflation, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ленных регионов страны – Свердловскую область. Но быть просто трейдером, когда бывший конкурент – «НОВАТЭК» – набирает такие немыслимые обороты: IPO, иностранный совладелец из числа мировых «мэйджоров», «благословение» государства на сложные и интересные проекты, вряд ли устраивало Макарова. В 2008 году компания тоже стала планировать IPO, но мировой финансовый кризис спутал все карты. А в 2011 году рынок ждал объединения «Итеры» в каком-либо виде с ТНК-ВР – российско-британское СП даже подало ходатайство в Федеральную антимонопольную службу (ФАС) о покупке 50% «Итеры», а также в правительственную комиссию по контролю за осуществлением иностранных инвестиций. ТНК-ВР была готова оплатить свою долю в компании собственными активами или деньгами на погашение задолженности. За 2010 год долгосрочная задолженность «Итеры», согласно результатам международной финансовой отчетности (МСФО) выросла в 1,7 раза – до $1,2 млрд.

31

#4 April 2012

GAS MARKET while it was doubled for companies with Gazprom’s interest share of 51 percent or more and for Gazprom itself. As far as Gazprom is concerned, it can make up for lost revenue from other sources such as higher prices on the export markets or increased wholesale prices and so on. It is an altogether different story, however, for Purgaz and Nortgaz, another “ugly duckling”, which has been, for a long time, in a state of permanent conflict with the gas monopoly. These two stand to incur substantial revenue losses as a result of the government decision.

One possible solution could be the selling by Gazprom of 1 percent of its shares in the two companies, but the gas concern does not seem to care very much about that situation, one way or another.

So, rejecting the offer from TNK-BP whose relations with Gazprom are much like those between two partners, Itera has chosen, instead, the state-owned company Rosneft which, for several years now, has tried and failed to negotiate with Gazprom admission to the gas pipeline system, something that has prevented Rosneft’s vast gas reserves from being monetized. Those reserves are quite large standing at almost 0.5 trillion cubic meters of natural gas in proven reserves.

Under a cooperation agreement signed by Rosneft President Eduard Hudainatov and Itera’s Igor Makarov, it is planned that a new joint venture will be created to include Itera-Group-owned natural gas assets such as its 49 percent interest share in Sibneftegaz, 49 percent in Purgaz and 67 percent in Uralsevergaz-NGK, the Sverdlovsk Region gas supply operator and some other assets. Rosneft will contribute its Kynsko-Chaselsk license block gas fields where, at the moment, there is almost no production to speak of.

Unequal Reserves According to a company statement, “in the future, some other Rosneft gas assets are planned to be transferred to the joint venture.”

A source close to one of the two companies explains that the reference there is made to the plans to further transfer to the joint venture the Rosneft-owned Kharampur field, with all its reserves.

The Kynsko Chasel group’s total reserves are estimated at 40.2 million tons of oil and 284.2 billion cubic meters of natural gas, with the proven gas reserves there being only 61 billion cubic meters, compared with Itera’s contribution to the joint venture of some 350 billion cubic meters of gas in proven reserves. It would seem therefore that the two partners’ contributions to the new JV are not of equal worth. No details have been disclosed by the companies, however, as to whether any transfer of funds would be involved in that transaction.

In the initial phase, the joint venture’s total recoverable reserves of liquid hydrocarbons and natural gas will stand at about 51 million tons and 600 billion cubic meters, respectively. If Kharampur field deposits are included in the deal, the JV’s total reserves would grow up to 1.2 trillion cubic meters of gas, its proven reserves up to one trillion cubic meters and its liquid hydrocarbons reserves up to 60 million tons.

In coming years, the joint venture plans to sell more than 40 billion cubic meters of its own gas, and gas it purchases.

At the moment, out of 23 billion cubic meters of gas sold by Itera, its own volumes account only for about half of that total. Rosneft had previously spoken of its prospective plans to produce some 40-50 billion cubic meters of gas annually at its Kharampur Field.

32

Однако с ТНК-ВР у «Итеры» не сложилось – стороны не сошлись в цене. «По сути, „Итера“ – это холдинг, который владеет двумя миноритарными пакетами в активах. То, чем она управляет напрямую, – это продажа газа в Свердловской области. Неплохой актив с точки зрения добычи, но на стабильный рынок в Свердловской области можно выйти и другими путями», – заявлял вице-президент ТНК-ВР Михаил Слободин. По его словам, на цену сделки повлияло, в частности, удвоение для «Пургаза» с 2012 года налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

Оставаться независимым – выгоднее Решение правительства РФ об увеличении налоговой нагрузки на газовую отрасль было принято таким образом, что независимых производителей – «НОВАТЭК» и нефтяные компании – эта проблема почти не коснулась (НДПИ был повышен лишь на уровень инфляции, как и было обещано), а для компаний, где доля «Газпрома» составляет 51%, был удвоен так же, как и для «Газпрома». Но «Газпром» может получить недополученную выручку из других источников – роста цены на экспортном рынке, повышения оптовых цен и так далее, а вот «Пургаз» и еще один «гадкий утенок» – «Нортгаз», который пребывает с газовым монополистом в состоянии перманентного конфликта, недополучают существенные для них доходы. Решением называют продажу «Газпромом» 1% акций в этих компаниях, но концерн этот вопрос не особо волнует. Отвергнув предложение ТНК-ВР, у которой отношения с «Газпромом» уже довольно партнерские, «Итера» выбрала государственную «Роснефть», которая не может договориться с «Газпромом» о допуске в систему газопроводов уже в течение нескольких лет, из-за чего газовые запасы «Роснефти» до сих пор не монетизированы. А они достаточно велики – почти 0,5 трлн м³ доказанных запасов. По соглашению о сотрудничеству, подписанному президентом «Роснефти» Эдуардом Худайнатовым и Игорем Макаровым, планируется, что в создаваемое совместное предприятие войдут газовые активы Группы «Итера» – 49% «Сибнефтегаза», 49% «Пургаза», 67% в ЗАО «УралсевергазНГК» (оператор по реализации газа в Свердловской области), а также некоторые другие активы. «Роснефть» внесет газовые месторождения Кынско-Часельской группы, добыча на которых практически не ведется.

Неравные запасы «В дальнейшем предполагается передача в совместную компанию других газовых активов „Роснефти“», – отмечается в сообщении компаний. Источник, близкий к одной из компаний, поясняет, что речь идет о планах внести в СП Харампурское месторождение «Роснефти» с запасами (ОБЪЕМ???) Суммарные запасы Кынско-Часельской группы составляют 40,2 млн т нефти и 284,2 млрд м³ газа, при этом доказанных запасов газа лишь 61 млрд м³, учитывая также, что «Итера» привносит в СП порядка 350 млрд м³ доказанных запасов газа. СП пока не равноценное, но в компаниях не раскрывают, будут ли использоваться денежные средства при сделке. На начальном этапе суммарные извлекаемые запасы жидких углеводородов и газа СП составят около 51 млн т и около 600 млрд м³ соответственно. В случае включения в сделку Харампурского месторождения суммарные запасы вырастут до 1,2 трлн м³ газа (доказанные – до 1 трлн м³) Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2012

Rosneft will own 51 percent of the new joint venture and, just a few weeks after the agreement was signed, Eduard Khudainatov stated that the deal would also cover Itera’s assets in the Baltic states and in Turkmenistan. Itera has a 10 percent interest share in Eesti Gaas, Estonia’s only gas purchase and distribution company and owns a further 16 percent interest share in the Latvian gas distribution company Latvijas Gaze.

In Turkmenistan, Itera was able to acquire the offshore Block 21. Given that the site requires some $6 billion in investment to develop and that, on top of that, Itera has no previous experience of offshore field development, the company has given 51 percent of ownership in the project to the Russian state-owned company Zarubezhneft. There had been plans for Rosneft also to become part of the project. Deputy Prime Minister Igor Sechin in his capacity as Chairman, Rosneft Board of Directors made a statement to that effect over a year ago. For political reasons, however, the state corporation’s joining of the Turkmen project was delayed. Perhaps, now Rosneft will finally become a partner in that project. According to preliminary estimates, License Block 21 holds about 219 million tons of oil, 92 billion cubic meters of associated gas and 100 billion cubic meters of natural gas in recoverable reserves.

A Major New Player on the Independent Gas Producers Market It is planned that the new Rosneft and Itera joint venture will become the gas production and sales operator for the two companies and will operate under the gas company’s brand name. Igor Makarov is set to become the new joint venture’s Chairman of the Board of Directors.

Market analysts say that, as a result, Itera will acquire a strong administrative and financial resource represented by Rosneft and will expand its resource base, given that the parties have agreed on joint acquisition of their new production assets. In this connection, it is worth noting that Makarov has been invited to join the Rosneftegaz Board of Directors, as part of a move to replace government officials there, managing the state-owned bundles of shares in Rosneft and Gazprom.

If the two companies succeed in implementing their plans, their new joint venture could become Russia’s second biggest independent gas producer, second only to NOVATEK, with Makarov still hoping to lead his JV to the No. 1 spot.

Commenting on the Itera and Rosneft plans, Leonid Mikhelson said only that his company had already developed long-term plans up to the year 2020 to produce 112 billion cubic meters of gas, signed contracts with the customers and established a strong resource base.

As far as Rosneft is concerned, the company that had never really been involved in the natural gas business will now be able to monetize its gas reserves with the help of an experienced player on the gas market. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ГАЗОВЫЙ РЫНОК и 60 млн т жидких углеводородов. В ближайшие годы СП планирует реализовывать свыше 40 млрд м³ своего и покупного газа. Сейчас у «Итеры» из 23 млрд м³ реализованного газа – лишь половина собственного. «Роснефть» ранее заявляла о перспективах добывать на Харампурском месторождении порядка 40-50 млрд м³ газа в год. «Роснефти» в СП будет принадлежать 51%, при этом, через несколько недель после подписания соглашения Эдуард Худайнатов заявил, что в сделку войдут и прибалтийские, а также туркменские активы «Итеры». «Итере» принадлежит 10% единственной в Эстонии компании по закупке и распределению газа – Eesti Gaas, а также 16% латвийской газораспределительной компании Latvijas gaze. В Туркмении «Итера» смогла получить шельфовый блок 21. Этот участок требует инвестиций порядка $6 млрд, кроме того, у «Итеры» нет опыта по разработке шельфовых месторождений, поэтому компания отдала 51% проекта государственной «Зарубежнефти». Планировалось, что «Роснефть» также войдет в проект – вице-премьер РФ Игорь Сечин в статусе председателя совета директоров «Роснефти» заявлял об этом больше года назад, но по политическим причинам вхождение госкомпании в туркменский проект затягивается. Возможно, теперь «Роснефть» стать участником этого проекта. По предварительным оценкам, лицензионный блок 21 имеет извлекаемые запасы по нефти – примерно 219 млн т, попутного газа – 92 млрд м³ и природного газа – 100 млрд м³.

Новый крупный игрок на рынке независимых производителей Планируется, что СП «Роснефти» и «Итеры» будет оператором по добыче и реализации газа компаний и будет работать под брендом газовой компании. Председателем совета директоров СП станет Игорь Макаров. Таким образом «Итера», как отмечают эксперты рынка, получает в лице «Роснефти» сильный административный и финансовый ресурс, а также расширение ресурсной базы – стороны договорились о совместном приобретении новых добывающих активов. В этой связи стоит отметить тот факт, что Игоря Макарова пригласили в совет директоров ОАО «Роснефтегаз» (вместо госчиновников), управляющего госпакетами акций «Роснефти» и «Газпрома». В случае, если компании смогут реализовать заявленные планы, их СП может стать вторым независимым производителем газа в России после «НОВАТЭКа», хотя Макаров надеется все-таки стать первым. Леонид Михельсон, комментируя планы «Итеры» и «Роснефти» сказал лишь, что у его компании сформированы долгосрочные планы до 2020 года в 112 млрд м³ газа, подписаны контракты с потребителями, сформирована солидная ресурсная база. «Роснефть» же, никогда особо не занимавшаяся газовым бизнесом, сможет монетизировать свои газовые запасы с помощью опытного газового игрока.

33

PUMPS

PumpCalcs.com Guru Ponders the Ins and Outs of Centrifugal Pumps Все о центробежных насосах расскажет эксперт PumpCalsc.com Chikezie Nwaoha

Чикези Нваоха

e has more than 30 years of rotating equipment experience in the petrochemical industry and has numerous machinery reliability articles to his credit.

Robert Perez holds a BSME degree from Texas A&M University at College Station, a MSME degree from the University of Texas at Austin, and a Texas PE license. The author of a new book entitled, “Operator’s Guide to Centrifugal Pumps” and co-creator of the PumpCalcs.com website on Centrifugal Pumps in a Nutshell.

оберт Перес имеет 30-летний опыт работы с динамическим оборудованием в нефтехимической промышленности. Он – автор многочисленных исследований, посвященных надежности оборудования, имеет степень бакалавра горных наук Техасского университета агрикультуры и машиностроения, а также степень доктора горных наук Техасского университета в Остине. Кроме того, он – обладатель лицензии на производство работ в нефтегазодобывающей отрасли. Роберт Перес также ● Robert Perez является автором новой книги ● Роберт Перес под названием «Руководство для оператора центробежных насосов» и партнером в создании сайта PumpCalcs.com, популяризирующего центробежные насосы.

H

OGE guest correspondent Chikezie Nwaoha (AMIMechE, MOSHAN) interviews Robert Perez: Oil&Gas Eurasia: How has centrifugal pump technology evolved over the past decade?

Robert Perez: In the past decade I’ve seen several major trends. The first is a trend to lower and lower fugitive emission requirement for mechanical seals. This has been a real challenge to machinery engineers. Luckily mechanical seal manufacturers have come to rescue with design improvements, such as reduced face loading designs and dry gas seals. Another solution to this problem has been magdrive and canned motor pumps, which address the issue in a different fashion. The hydraulic range of sealless pumps has expanded significantly in the last decade. The second trend has been the offering of low-cost pump monitoring solutions, which include wireless systems that can monitor pump vibration and temperatures remotely. The prices of these systems continue to drop while their capabilities are expanding. Some of these systems are now viable options for monitoring critical process pumps.

OGE: How is the centrifugal pump technology of today more effective/efficient than the technology of previous generations?

Perez: In the 1970s and 1980s, 3,600 rpm (or 3,000 rpm in 50 Hz countries) pumps became the norm in process pump applications due to pricing pressures. This led to more vibration problems that were caused by rotordynamic and hydraulic stability issues. Thanks to a lot of smart people most of the common problems were solved by the end of the 1980s.

Many of hydraulic stability issues were solved by limiting suction specific speeds (Nss) to less than 11,000 in

34

Р

С Робертом Пересом побеседовал приглашенный корреспондент НГЕ Чикези Нваоха: Нефть и газ Евразия: Какие изменения произошли в конструкции центробежных насосов на прошедшее десятилетие? Роберт Перес: Я бы выделил несколько тенденций за последние десять лет. Во-первых, это последовательное повышение требований к снижению объема утечек через механические уплотнения. Это является серьезной проблемой для проектировщиков машинного оборудования. К счастью, производители механических уплотнений внесли несколько усовершенствований в конструкцию уплотнений, например, были разработаны уплотнения со сниженной фронтальной нагрузкой и сухие газовые уплотнения. Другим направлением для решения проблемы утечек является использование магнитных муфт и насосов с мокрым ротором, в которых реализованы различные подходы для нейтрализации утечек. Гидравлические характеристики насосов, которые не имеют механических уплотнений, значительно расширились в последнее время. Второе направление развития центробежных насосов заклюOil&GasEURASIA

№4 Апрель 2012

НАСОСЫ

Chikezie Nwaoha (AMIMechE, MOSHAN) is a graduate of Petroleum Engineering (with specialty in process engineering, covering flow systems design) from Federal University of Technology, Owerri, Nigeria. With additional focus on natural gas processing, distribution, and pipeline integrity. His technical career started with Port Harcourt Refining Company (PHRC) in 2005 and 2007 as an industrial trainee.

He is the Downstream Correspondent to Petroleum Africa magazine, and a Contributing Editor to both Control Engineering Asia, Oil Review Africa and PetroMin. He is also in the Editorial Advisory Board of Process Control Instrumentation Review.

Chikezie Nwaoha is a member of SPE (Society of Petroleum Engineers), IMechE (Institution of Mechanical Engineers), Nigerian Gas Association (NGA), Occupational Safety and Health Association (OSHA), and the Pipeline Professionals’ Association of Nigeria (PLAN). He has presented several papers (covering Pipeline Corrosion and Monitoring, Floating LNG) in international conferences (SPE), and technical meetings (PLAN).

Currently he is working on two books: a dictionary titled “Nwaoha and Holloway; Process Control, Reliability and Machinery Dictionary” and also co-editing with Dr. Reza Javaherdashti and Dr. Henry Tan on a book titled “Corrosion and Materials in Oil and Gas Industries”.

He is also a guest member of Subsea Integrity Research Group of University of Aberdeen. Contact him through edit@eurasiapress.com Чикези Нваоха получил степень бакалавра в области технология нефтегазодобычи (специализация в технологии производства и проектировании насосных систем) в Государственном технологическом университете, Оверри, Нигерия. Кроме этого, он изучал вопросы технологии переработки природного газа, а также системы распределения и транспортировки. Его техническая карьера началась в компании Port Harcourt Refining Company (PHRC), где он работал в 2005 и 2007 годах в качестве стажера. Чикези Нваоха является автором технических статей в ведущих международных изданиях, посвященных вопросам систем регулирования потоков, организации производственных процессов и технологическим разработкам. Сотрудничает с журналом Petroleum Africa, изданиями Control Engineering Asia, Oil Review Africa, PetroMin, Process Control Instrumentation Review. Чикези Нваоха является членом Общества инженеров-нефтяников (SPE), Института инженеров-механиков (IMechE), Газовой ассоциации Нигерии (NGA), Ассоциации охраны труда и техники безопасности (OSHA) и Ассоциации специалистов в области трубопроводного транспорта Нигерии (PLAN). В настоящее время работает над двумя книгами: «Справочник по управлению технологическими процессами и эксплуатационной надежности машинного оборудования», Нваоха и Холлоуэй, и «Коррозия и материалы в газовой и нефтяной индустрии», Чикези Нваоха, д-р Реза Джавахердашти и д-р Генри Тан. Чикези Нваоха является приглашенным членом исследовательской группы по вопросам надежности подводных сооружений в Университете Абердина. Связаться с Чикези Нваоха можно по электронной почте edit@eurasiapress.com.

English units (9,460 in metric units, i.e. cubic meters per hour) and limiting operation to the 80 percent to 110 percent of the best efficiency flow. Aftermarket companies also began to offer “hydraulic rerates” for poorly applied pumps. (Rerating a pump means redesigning the pump internals and fitting them to an existing pump casing.)

A lot of the rotordynamic issues were resolved by 1) limiting shaft flexibility, 2) improving balancing best practices, and 3) discouraging the use of certain overhung rotor designs. For overhung impellers, the term L3/D4, where L is the overhung length and D is the shaft diameter are both given in inches, is often used to define shaft flexibility. An upper limit of 60 for English units (2 in metric units) is recommended for L3/D4 to limit shaft deflection.

In the 1980s, multistage and double suction overhung designs were outlawed in the API 610 Standard. These overhung designs were found to be highly unreliable and even dangerous in flammable services.

Another huge improvement in the 1980s was the development and acceptance of the mechanical cartridge seal. This dramatically improved seal reliability by reducing early failures and allowing seal testing before their installation.

чается в создании недорогих систем мониторинга, включая дистанционные беспроводные системы контроля вибрации и температуры. Стоимость таких систем постоянно снижается при увеличении технических возможностей. Некоторые их таких систем сейчас являются эффективным средством для мониторинга важных параметров работы насосов.

НГЕ: Насколько эффективность и экономичность современных центробежных насосов выше по сравнению с насосами предыдущих поколений?

OGE: When selecting centrifugal pump, what are some key considerations an end-user should make to ensure success?

Perez: Here are 10 tips to help you select efficient and reliable centrifugal pumps: Only select pumps with suction specific speeds (Nss) less ● than 11,000 – an Nss of less than 9,000 is even better.

Never select a pump that will have to operate below 70 ● percent to 80 percent of its best efficiency point.

Remember that 1,800 rpm and slower pumps are usually ● more reliable that 3,600 rpm pumps Hydraulic efficiency peaks at specific speeds (Ns) between ● 2,000 and 3,000 and drops dramatically below 500. If efficiency is important, try to select pumps in the Ns range.

Use double suction impellers sparingly. They are less ● stable at off-design conditions than single suction impellers.

Never select pumps with a maximum diameter impeller. ● You may need to increase the impeller diameter in the future for more flow or head.

Always provide expected normal, minimum, and maxi● mum pumping rates and temperatures in the bid specificaНефть и ГазЕВРАЗИЯ

35

PUMPS tions. This will allow bidders to make pump and seal recommendations that will meet the true process needs.

Use hydraulic stability, not temperature rise as ● criteria for setting the minimum acceptable pump flow.

Incorporate a healthy NPSH (net positive suction ● head) margin or ratio, i.e. NPSHa/NPSHr, into your selection. This ratio should be anywhere from 1.1 to 2.0 depending on the liquid, criticality, and suction energy level. A larger NSPH margin is always better.

Consider liquid volatility when making your ● pump selection. Be more conservative in your pump selection when the liquid has a single boiling point (more volatile); as opposed to a liquid with a wide boiling point range (less volatile).

Перес: В 1970-е и 1980-е годы по экономическим соображениям в технологических системах в основном применялись насосы со скоростью вращения 3 600 об./мин (или 3 000 об./ мин для стран, в которых частота тока в электросети составляет 50 Гц). Работа таких насосов сопровождалась повышенной вибрацией, возникающей вследствие нестабильности динамических процессов на роторе и пульсаций давления. Вследствие значительных усилий первоклассных ученых большинство проблем, присущих насосам, было разрешено к концу 1980-х. Основная часть проблем, связанных с гидравлической стабильностью, была разрешена с помощью снижения коэффициента быстроходности на всасывании (Nss) до 9 460 м³/ час (11 000 в английской системе мер) и ограничения зоны работы насоса в пределах от 80 до 110% от расхода в точке оптимальной эффективности. Компании, работающие на вторичном рынке, стали предлагать «гидравлическую оптимиза-

Centrifugal Pumps in a Nutshell

Особенности центробежных насосов

Centrifugal pumps are one of the simplest of all the pump designs. They have one moving part, called the rotor. The rotor has an impeller attached to it that accelerates liquid from its suction eye, or inlet (see Fig. 1), to a maximum speed at its outer diameter.

The liquid is then gradually decelerated to a much lower velocity in the stationary casing, called a volute casing. As the liquid slows down, due to the increasing cross sectional area of the casing, pressure is developed, until full pressure is developed at the pump’s discharge. This simplicity of design and operation is what makes centrifugal pumps one of the most reliable of pump designs, assuming they are applied properly.

This process of converting velocity to pressure is similar to holding your hand outside of a moving automobile. As the high velocity air hits you, it slows down and pushes your hand back due to the pressure developed. Similarly, if you could insert your hand into the pump casing at the impeller exit and “catch” the liquid, you would feel the pressure produced by dynamic action of the impeller. When any high velocity stream slows down pressure is created. (This effect is called Bernoulli’s Principle, which simply states that energy is always conserved in a fluid stream.)

The greater the impeller diameter or rpm the greater the exit velocity and therefore the higher pressure developed at the pump’s discharge.

Another benefit of centrifugal pumps is that they can cover a wide range of hydraulic requirements, meaning they can be used in a wide range of flow and pressure applications. They can easily provide flows from less than 10 gallons per minute to well over 10,000 gallons per minute (gpm). Centrifugal pump impellers can easily be staged, that is arranged so that one impeller’s output is directed to a subsequent impeller, so that over 4,500 pounds per square inch (psi) of pressure can be generated.

Центробежные насосы имеют очень простую конструкцию по сравнению с другими типами насосов. В таких насосах имеется только одна движущаяся часть, получившая название ротор. На роторе закреплено рабочее колесо, которое придает потоку жидкости максимальную скорость при ее движении от входа в лопаточное пространство колеса, или впуска (см. рис. 1) до внешней окружности колеса. Далее поток жидкости постепенно замедляется до значительно меньшей скорости в неподвижном корпусе, получившем название спиральной камеры. В спиральной камере происходит замедление скорости потока вследствие увеличения поперечного сечения , что, в свою очередь, приводит к повышению давления жидкости. Максимальное давление жидкости развивается на выходе из насоса. Центробежный насос вследствие простоты конструкции и эксплуатации считается наиболее надежным типом насоса, разумеется, при условии его правильной установки. Принцип преобразования скорости потока в давление можно пояснить на примере руки, помещенной в поток воздуха снаружи движущегося автомобиля. Поток воздуха на высокой скорости ударяет руку, тормозится и толкает руку назад вследствие повышения давления. Аналогичным образом вы можете поместить руку в корпус насоса на выходе из рабочего колеса, при этом рука будет испытывать давление вследствие торможения потока жидкости, движение которой вызвано вращением рабочего колеса. При замедлении движущегося с высокой скоростью потока возникает повышение давления. Такое поведение жидкости описывается уравнением Бернулли, которое в целом утверждает, что приложенная механическая энергия всегда преобразуется в кинетическую энергию жидкости. Скорость потока жидкости увеличивается с увеличением диаметра рабочего колеса и скорости его вращения, что, в конечном итоге, приводит к повышению давления в нагнетательном патрубке насоса. Другим преимуществом центробежных насосов является возможность их работы в широком диапазоне гидравлических условий, то есть в системах с существенно отличающимися параметрами расхода и давления. Центробежные насосы могут легко использоваться для подачи жидкости с производительностью от менее 10 галлонов в минуту до 10 тыс. галлонов в минуту. Возможно также разделение рабочих колес на ступени, при этом поток жидкости с одного рабочего колеса перенаправляется на вход в лопаточное пространство следующего колеса, такая конструкция наоса позволяет создать давление более 4 500 фунтов/дюйм2 на выходе. Единственным существенным недостатком центробежных насосов является низкий по сравнению с вытесняющими поршневыми насосами коэффициент полезного действия. В то время как к.п.д. поршневых насосов превышает 90%, к.п.д. центробежных насосов находится в диапазоне от менее 30 до более 80%, в зависимости от их типа и производительности насоса. Ниже приведены типовые значения к.п.д. центробежных насосов. Центробежные насосы производительностью 10000 гал./ мин – от 75 до 89%. Центробежные насосы производительностью 500 гал./ мин – от 60 до 75%. Центробежные насосы с магнитной муфтой производительностью 100 гал./ мин – 40%.

● Fig. 1. Centrifugal pump’s internals. ● Рис. 1. Внутреннее устройство центробежного насоса.

36

#4 April 2012

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2012

OGE: How does a centrifugal pump differ from other types of pumps?

Perez: Centrifugal pumps are designed to operate in a narrow operating range, i.e. near the best efficiency point (BEP). This means that if they are not properly applied, they will be highly inefficient and unreliable.

Once the proper pump is selected and installed, the proper controls are required to ensure the pump stays in its ideal flow zone. If the pump control system is not able to maintain a safe flow, then a safeguard such as a low flow spillback controller or fixed spillback flow orifice is highly recommended.

OGE: What are some best practices you can offer endusers in the areas of specification, installation and main-

НАСОСЫ цию» для неэффективно работающих насосов. (Оптимизация насоса означает установку новых внутренних частей в существующий корпус насоса.) Многие из гидродинамических проблем были разрешены следующими способами: повышением жесткости вала; ● ● внедрением новых технологических схем балансировки. Исключение использования некоторых конструкций с консольно закрепленным ротором. Для определения жесткости вала при использовании схемы с консольно закрепленным ротором часто применяется формула L3/ D4, где L выражает длину консольного участка вала, а D выражает диаметр вала (оба параметра приведены в дюймах). Значение формулы L3/D4 не должно превышать 60 (в английской системе мер) или 2 (в метрической системе) с целью ограничения изгиба вала.

One key disadvantage of centrifugal pumps is Центробежные насосы мокрого типа that their efficiencies are usually less than posiпроизводительностью 100 гал./ мин – tive displacement pumps. While positive displace35%. ment pumps can deliver efficiencies greater than Типовая конструкция центробежно90 percent range, centrifugal pump efficiencies го насоса: can range from less than 30 percent to over 80 perВсе центробежные насосы обычcent depending on the type and size. Here are few но состоят из следующих компонентов samples of centrifugal pump efficiencies: (см. рис. 2).

10,000 gpm centrifugal pump – 75 to 89 per1. Рабочее колесо, которое передаcent ет энергию к жидкости и ускоряет поток 500 gpm centrifugal pump – 60 to 75 percent жидкости.

100 gpm magnetic drive pump – 40 percent 2. Корпус насоса и спиральная каме100 gpm canned motor pump – 35 percent ра, в которой происходит замедлеBasic Centrifugal Pump Construction: ние потока жидкости, поступающей из All centrifugal pumps have the following com- ● Fig. 2. Centrifugal pump cross section. рабочего колеса. mon elements (see Fig. 2): 3. Уплотнение вала предотвраща● Рис. 2. Поперечное сечение центробежного насоса.

1. Impeller, which adds energy to the liquid by ет утечку жидкости в кольцевом зазоaccelerating it ре вокруг вала при обеспечении враще2. Pump casing and volute, which contains the ния вала. liquid being pumped and decelerates the liquid expelled by the impeller 4. Вал и подшипники предназначены для предупреждения смещения ротора по 3. Shaft seal, which allows rotation of the rotor while preventing product leak- отношению к корпусу насоса. age around the shaft Надежность и экономичность: 4. Shaft and bearings, which maintain the position of the rotor with respect to Для обеспечения хорошей надежности центробежного насоса и высокой эффекthe pump casing тивности работы системы в целом необходимо использовать насос с рабочими Reliability and Efficiency: характеристиками, соответствующими требованиям трубопроводной системы. Это The key to exemplary centrifugal pump reliability and high overall system effi- означает, что точка оптимальной эффективности и напор насоса должны как можно ciency is selecting the right pump for the required application. This means that the лучше соответствовать гидравлическим требованиям. Значительное отклонение pump’s best efficiency flow (BEP) and head should always closely match process’ гидравлических параметров приведет перерасходу электроэнергии и повышенноhydraulic requirements. A poor hydraulic match will lead to high energy bills and му износу насоса. maintenance costs. Рекомендуется эксплуатировать центробежные насосы в точке оптимальной Centrifugal pumps like to operate close to their best efficiency point (BEP) эффективности, при этом: where: Гидравлический к.п.д. насоса на максимальном уровне.

Hydraulic efficiency is greatest. Вибрация и пульсации давления минимальном уровне.

Vibration and pressure pulsations are lowest. Прогиб вала сведен к минимуму вследствие более равномерного распределеShaft deflection is minimized due to the improved pressure distribution of inter- ния давления внутри рабочего колеса. Это оказывает значительно увеличивает срок nal pressure around the impeller. This has a major positive effect on mechanical службы механических уплотнений. В точке оптимальной эффективности давление seal life. At the best efficiency point, the pressures around the impeller are nearly с обеих сторон рабочего колеса практически сбалансировано, и, вследствие этого, balanced so that radial forces on the impeller and shaft are minimized. радиальные усилия на рабочее колесо и вал сведены к минимуму.

Overall mechanical reliability is highest. Общая механическая надежность находится на максимальном уровне.

BEP is the flow point where centrifugal pump designers would like to see their Конструкция центробежного насоса наилучшим образом рассчитана на работу в pumps to be operated. Conscientious pump operators should always strive to com- точке оптимальной эффективности. Учитывая сказанное, следует стремиться осуply with the designer’s intent by operating all centrifugal pumps near their best effi- ществлять эксплуатацию центробежных насосов в зоне, близкой к точке оптимальciency point. ной эффективности, как это предусмотрено изготовителем насоса.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

37

PUMPS tenance of centrifugal pump technology to ensure long-term performance?

Perez: Always purchase and install heavy duty pump baseplates that are grouted in and minimized piping loads on the pump.

Monitor your pumps regularly. Monitor flows, pressures, vibration, and either replace the lubricating oil regularly or have the oil tested in a lab for contamination and wear metals.

When it‘s time to repair the pump, this data will help define the pump repair workscope and reduce repair costs.

Develop detailed repair standards that contain balance standards and acceptable limits for critical fits and runouts.

These standards will pay for themselves in reliability improvements.

OGE: What are some pitfalls you see end-users commonly encounter in centrifugal pump applications? How can endusers best avoid and/or respond to such application pitfalls?

Perez: Pump control issues are common. If the process controls permit pump operation outside the ideal flow range, some type of flow protection should be implemented.

A pump does not like to be started up with inadequate liquid level or without sufficient backpressure. This means that pump operators must always ensure that the proper suction liquid level and discharge backpressure conditions are met before starting up a pump. Detailed start-up procedures will help provide low stress pump start-ups.

Operating centrifugal pumps in parallel with other pumps can lead to flow problems if their head-flow curves do not match. Always check with a pump professional to see if it’s acceptable to operate pumps in parallel.

Most processing plants view centrifugal pumps as commodities and sometimes as throw away items. This makes it difficult to make design improvements that cost any significant amount of money. I recommend that you work to get a sponsor from upper management to champion pump reliability efforts. This will ensure more visibility and clout to get critical upgrades approved and implemented.

OGE: How does the industry intend to expose the applications that did not meet expectations? And what is the procedure for achieving that?

Perez: Mean time between failures (MTBF) is a commonly used metric for assessing reliability. MTBF is generally defined by the following equation:

where M is the total pump count, T is the reporting time, and R is the total number of repairs during the reporting time. For example, if you have 200 pumps and 20 failures in a threemonth period, then the MTBF is 200 x 3/20 = 30 months between repairs. A MTBF of six years is considered above average for API pumps and a value of 3.5 years is considered average for ANSI pumps. I have found that plotting monthly MTBF values versus time for critical process units is an easy way to indentify a developing reliability problem.

If the MTBF of your pump population falls below these benchmarks, you must determine what type of failures you are experiencing and what their root causes are. This requires your engineers, technicians and mechanics to be trained to conduct root cause failures analyses (RCFA’s). The purpose of an RCFA is to identify the initiating cause of your failures.

Once the root causes are identified and eliminated, the plants

38

#4 April 2012

В 1980-е годы многоступенчатые насосы и насосы двойного всасывания консольной конструкции были исключены из эксплуатации с принятием стандарта API 610. Насосы с консольно подвешенным ротором были признаны крайне ненадежными и даже опасными в эксплуатации при работе с огнеопасными жидкостями. Еще одним значительным улучшением конструкции насосов является создание в 1980-х годах механического пакетного уплотнения. Такая конструкция значительно повысила надежность уплотнений вследствие снижения числа преждевременных отказов и позволила производить испытания уплотнений до момента их установки в насос.

НГЕ: Какие основные характеристики центробежного насоса должны принимать во внимание конечные пользователи при заказе насоса для обеспечения надежной и экономичной работы? Перес: Существует 10 рекомендаций, которые помогут выбрать экономичный и надежный центробежный насос. Следует использовать насосы с коэффициентом быстро● ходности на всасывании Nss не более 11 000 (рекомендуется даже менее 9 000). Не следует использовать насосы, которые будут работать ● в диапазоне ниже 70-80% от точки оптимальной эффективности. Примите во внимание, что насосы со скоростью враще● ния 1 800 об./мин и ниже обычно более надежны, чем насосы со скоростью вращения 3 600 об./мин. Наиболее высокий гидравлический к.п.д. наблюдает● ся при коэффициенте быстроходности (Ns) в диапазоне от 2 000 до 3 000, и значительно уменьшается при его снижении ниже 500. Если экономичность насоса имеет значение, рекомендуется использовать насосы в указанном диапазоне. При выборе насосов с двусторонним всасыванием следует ● проявлять осторожность, такие насосы менее стабильны на нерасчетных режимах по сравнению с насосами с односторонним всасыванием. Не рекомендуется выбирать насосы с максимальным диа● метром рабочего колеса, в дальнейшем может понадобиться увеличить диаметр рабочего колеса при необходимости повышения производительности или напора насоса. Обязательно указывайте расчетные номинальные, мини● мальные и максимальные параметры производительности насоса и температуру перекачиваемой жидкости в технических условиях при заказе насоса. Это предоставит возможность производителям дать рекомендации по приобретению насоса и уплотнений, которые соответствуют фактическим требованием системы заказчика. При определении минимально допустимой производи● тельности следует использовать в качества определяющего параметра гидравлическую стабильность, а не повышение температуры. Используйте достаточный запас или коэффициент ● эффективного положительного напора на всасывании насоса (NPSH), то есть отношение NPSHa/NPSHr, при выборе насоса. Этот коэффициент должен находиться в пределах от 1,1 до 2,0 в зависимости от типа жидкости, требований к надежности и расхода энергии на всасывание. Увеличение запаса NSPH оказывает положительный эффект. При выборе насоса примите во внимание возможность ● образования паров жидкости. Если перекачиваемая жидкость имеет одну точку начала кипения (быстрое испарение), следует увеличить запас по сравнению с жидкостью, кипение Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2012

НАСОСЫ

которой происходит в широком интервале температур (медленное испарение).

НГЕ: Какие основные отличия центробежных насосов от насосов других типов? Перес: Центробежные насосы рассчитаны на работу в узком эксплуатационном диапазоне, близко к точке оптимальной эффективности (BEP). Вследствие этого, при неправильной установке происходит значительное снижение эффективности и надежности центробежных насосов. После подбора и установки насоса следует осуществлять надлежащий контроль работы насоса, с тем, чтобы производительность насоса оставалась в зоне оптимальной эффективности. Если система управления насоса не в состоянии поддерживать безопасный уровень расхода, настоятельно рекомендуется установить контроллер, осуществляющий рециркуляцию потока при низком расходе, или диафрагму для рециркуляции. НГЕ: Какие практические методы подбора, установки и технического обслуживания центробежных насосов Вы можете рекомендовать пользователям с целью обеспечения длительной и надежной работы насоса? Перес: Следует обязательно заказывать и заливать бетоном мощные фундаментные плиты для крепления насоса, которые снижают к минимуму нагрузку на насос от трубопроводной обвязки. Постоянно контролируйте такие параметры насоса, как расход, давление и уровень вибрации. Кроме этого, необходимо производить регулярную замену смазочного масла или проверять масло в лаборатории на уровень загрязнений и наличие металлических частиц вследствие износа. При необходимости проведения ремонта насоса полученные данные помогут определить объем ремонтных работ и снизить стоимость ремонта. Разработайте подробные технические условия на ремонт, в которые должны быть включены стандарты на балансировку и предельные отклонения от основных посадочных размеров и несоосностей. Подготовка таких технических условий приведет к повышению надежности насоса. НГЕ: Какие типичные ошибки совершают пользователи при эксплуатации центробежных насосов и что можно посоветовать для исключения подобных ошибок или их исправления? Перес: Проблемы с управлением насоса наиболее распространены. Если система управления технологического процесса позволяет производить эксплуатацию насоса за пределами зоны оптимальной эффективности, то следует предусмотреть меры по защите при изменении расхода. Не рекомендуется осуществлять пуск насоса при недостаточном уровне жидкости или без достаточного противодавления. Это значит, что оператор насоса должен обязательно проверить наличие достаточного уровня жидкости в линии всасывания и условия противодавления насоса перед его пуском. Соблюдение подробных процедуры пуска поможет избежать возникновения значительных перегрузок при пуске насоса. Работа центробежных насосов параллельно с другими насосами может привести к возникновению проблем с движением потока жидкости, если кривые напора-расхода насосов не совпадают. Обязательно проверьте возможНефть и ГазЕВРАЗИЯ

39

PUMPS MTBF should rise to or above the levels mentioned above. Keep in mind that this process is a team effort and requires buy-in by maintenance, plant engineering, and operations departments.

OGE: What is on the prospect in terms of centrifugal pump technology? How will the centrifugal pump technology of tomorrow be more effective/efficient than the centrifugal pump technology of today?

Perez: To get the most out of our process equipment, they need to be designed with efficiency and integration in mind. For pumps, this requires highly efficient pumps, i.e. “smart pumps,” that can “think” and react to changes in the process in order to minimize power costs and maximize reliably. An example of this would be a variable speed pump that has an integrated flow meter, pressure transmitters, spillback controller, vibration sensors, temperature sensors, emission sensors, and PLC. The PLC would constantly be assessing current pump operating conditions and determine if changes are required. The PLC is always looking for the lowest power demand condition that satisfies the process and doesn’t harm pump components. Ideally the pump “brain” would learn from the past and eventually become an expert at optimizing pump operation. This “smart pump” would also trend its performance and mechanical condition and alert plant personnel whenever a fault is detected.

OGE: What are the plans for the future, from the industry stand point?

Perez: Process plants continually have to do more with less. This requires more efficient equipment designs, more efficient process designs, better process controls, and fewer people. I see training, controls, and monitoring as the keys to a safer and more profitable future. To get the most out of our people, we must provide the best training available and provide state of the art monitoring that allows them to keep an eye on their machines.

It goes without saying that nothing happens without effective process controls. Controls are required to optimize process yields. Optimizing requires balancing production yields with energy and maintenance costs.

Future control technology will incorporate all these factors in their designs in order to get the most out of processes.

OGE: From your viewpoint, what are the high-level best practices you typically propose?

Perez: Every processing facility should have: Detailed pump selection and installation best practices for all classes of pumps and drivers to ensure the right pumps are selected and properly installed.

Written procedures for all normal and abnormal pump start-ups and shutdowns to ensure pumps are properly operated under all process conditions.

Written procedures for all pump repairs to minimize early failures and maximize run intervals. Also, the new trend in pump maintenance is the establishment of maintenance agreements with OEM’s or third parties. I have seen these agreements work well for mechanical seals. There is no reason that similar agreements cannot be made for total pump maintenance.

40

#4 April 2012

ность параллельной работы насосов с привлечением профессионального инженера. В большинстве перерабатывающих производств центробежные насосы рассматриваются в качестве товарной группы, а в некоторых случаях и как расходный материал. Это значительно усложняет процесс внесения улучшений в конструкцию, которые имеют значительную стоимость. Я рекомендую привлечь высшее руководство компании для выполнения программы по повышению надежности работы насосов. Это повысит возможности и усилия, направленные на согласование и выполнение первостепенной программы модернизации насосов.

OGE: Какие решения предлагают производители для определения надежности насосов? Какой порядок выполнения такой проверки? РП: Для определения надежности оборудования используется среднее время наработки на отказ (MTBF). Вычисление этого параметра обычно производится с помощью следующего уравнения: , где M – общее количество насосов, T – отчетный период, а R – суммарное количество отказов за отчетный период. Например, если имеется 200 насосов и 30 отказов за период в три месяца, то MTBF = 200 x 3/20 = 30 мес. безотказной работы. Если средняя наработка на отказ составляет шесть лет, то это превышает среднее значение для насосов, разработанных по стандарту API, среднее значение MTBF для насосов ANSI составляет 3,5 года. Я полагаю, что ежемесячное определение значений MTBF и построение кривой, отражающей зависимость параметра MTBF от времени для важных производственных объектов, является хорошим способом для идентификации проблемы с надежностью. Если параметр MTBF для группы насосов снижается ниже указанных значений, следует определить признаки отказов и коренные причины их возникновения. Это требует от инженеров, техников и операторов умения выполнять причинноследственный анализ происшествий (RCFA), разработанный для определения коренных причин возникновения отказов. После определения и устранения основных причин, показатель MTBF для предприятия в целом должен подняться до указанных выше значений или превысить их. Примите во внимание, что проведение такого анализа требует приложение совместных усилий и активное участие со стороны отделов технического обслуживания и эксплуатационно-технической службы.

НГЕ: Каковы перспективы развития центробежных насосов? Насколько повысится эффективность и экономичность насосов в будущем? Перес: Для максимального повышения эффективности технологического оборудования при проектировании следует применять комплексный подход, направленный на максимальное повышение к.п.д. Для насосов это означает создание высокоэкономичных агрегатов, так называемых «умных насосов», система управления которых позволяет отслеживать изменения в технологическом процессе для снижения затрат электроэнергии и повышения надежности. Примером таких насосов может служить насос с переменной частотой вращения, который оснащен встроенным расходомером, измерительными преобразователями давления, контроллером рециркуляции, датчиками вибрации и температуры, датчиками проOil&GasEURASIA

№4 Апрель 2012

НАСОСЫ

течек и программируемым логическим контроллером (ПЛК). ПЛК производит непрерывный мониторинг текущих условий эксплуатации насоса и определяет необходимость внесения коррективов. ПЛК запрограммирован на минимизацию потребления электроэнергии при условии соблюдения требований технологической системы и безопасной работы компонентов насоса. В идеальном случае, система управления насоса обрабатывает информацию, полученную при работе насоса, и учитывает полученные данные при оптимизации работы насоса. Такой «умный насос» также прогнозирует изменения рабочих характеристик насоса и его механическое состояние и уведомляет персонал предприятия при возникновении неисправностей.

НГЕ: Какие основные направления развития насосов с точки зрения индустрии? Перес: Технологическое оборудование постоянно совершенствуется для увеличения производительности и снижения затрат. Для этого необходимо использовать более эффективное оборудование и технологические процессы, более совершенные системы управления при снижении числа обслуживающего персонала. Я думаю, что для создания более безопасного и рентабельного производства необходимо обучение персонала и широкое внедрение систем управления и мониторинга. Для получения максимальной отдачи от наших специалистов мы должны создать действенную систему обучения и современные системы слежения, которые позволят операторам эффективно управлять оборудованием. При этом трудно переоценить значение эффективного управления производственными процессами. Системы управления необходимы для оптимизации технологических процессов, что заключается в определении баланса между объемами производства продукции и затратами энергии и ресурсов. В будущем мы будем использовать такие системы управления, учитывающие все указанные факторы с целью максимального повышения эффективности производственных процессов. НГЕ: Какие наиболее эффективные методы работы вы обычно рекомендуете? Перес: Рекомендации для производственных компаний: Тщательный подбор насосного оборудования и внедрение передовых методов при монтаже для всех классов насосов и приводов с целью обеспечения применения насосов с надлежащими характеристиками и правильной их установки. Документированные процедуры для пуска и останова насоса в нормальном и аварийном режимах, обеспечивающие расчетную эксплуатацию насоса в различных производственных условиях. Документированные процедуры для проведения технического обслуживания насосов, направленные на снижение числа преждевременных отказов и увеличения времени наработки на отказ. Кроме этого, появилась тенденция привлечения к техническому обслуживанию насосов производителей оригинального оборудования или специализированные компании. Я могу подтвердить, что подобная практика хорошо зарекомендовала себя в области механических уплотнений, и не вижу причин, по которым подобные соглашения не могут быть заключены для полного технического обслуживания насосов. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

41

TOOLS

ADVERTORIAL SECTION

The Legendary RIDGID® Wrench A Lifetime Partner – Designed for Heavy-Duty Work in Oil and Gas Fields

Знаменитый ключ RIDGID® Партнер на всю жизнь – создан для сложных условий работы в нефтегазовой отрасли

This article was supplied by RIDGID

Статья предоставлена компанией RIDGID

I

t is commonly known that the oil and gas sector is strategically important for Russia. It is the core of the economy, which handles a big share of export and federal budget income.

The resource extraction is an extremely laborious process: frost, snow, mud, sand, those are the usual working conditions for drillers, oilfield workers and gas industry workers. Thus, having high-quality equipment on the jobsite is important for oil and gas companies.

The specialists of oil and gas companies know how important it is to have a pipe wrench on which you can rely; a tool which, in extreme conditions, will work smoothly for years. Very often, pipe wrenches undergo extreme load when coupling or uncoupling threaded connections

About RIDGID® RIDGID®, a leading manufacturer of innovative tools and equipment for the professional trades, markets its products in more than 140 countries. The company’s broad offering of more than 300 types of tools, including RIDGIDConnect™, an online business tool, serves the rental, plumbing, HVAC/R, utility, industrial, electrical, petroleum, institutional, commercial and hardware markets. RIDGID is part of Emerson Commercial & Residential Solutions, a business of Emerson, which brings technology and engineering together to design and produce some of the highest-quality tools and equipment in the world.

More detailed information about pipe wrenches and other products can be found on our official website www.ridgid.ru. Call us: 8 800 500 90 10 (Russia) +32 16 380 304 (other CIS countries)

42

К

ак известно, нефтегазовый сектор является стратегически важным для России. Он – основа экономики, на него приходится львиная доля экспорта и доходов федерального бюджета. Добыча ресурсов – труднейший процесс. Мороз, снег, грязь, песок – обычные условия работы бурильщиков, нефтяников и газовиков. Поэтому для любой компании нефтегазовой отрасли чрезвычайно важно снабжать своих специалистов качественным оборудованием. Специалисты нефтегазовых компаний знают, как важно иметь надежный в эксплуатации трубный ключ, который справится с любой заблокированной трубой и в сложных условиях будет безотказно работать многие годы. Например, при монтаже резьбовых соединений, а также при свинчивании (развинчивании) бурильных колонн трубные ключи испытывают предельные нагрузки. Бурильщик должен быть уверен, что его инструмент может эксплуатироваться в таком режиме. От выбора ключей зависит весь процесс работы, ведь иногда приходится свинчивать раскаленные трубы в 40-градусный мороз. Соответственно, инструмент должен выдерживать перепады температур под нагрузкой, а также обеспечивать надежный захват труб, испачканных нефтью. Массовое внедрение трубопроводных систем началось еще в первой половине XIX века в США. Именно там приобрели первый бесценный опыт по разработке надежных и удобных инструментов. В 1923 году в Огайо (США), в рамках проектных изысканий в фирме Ridge Tool, была создана революционная модель трубных ключей. Она позволила значительно упростить работу с трубами и выдерживала нагрузки бóльшие, чем какой-либо другой инструмент. Так начиналась история мирового лидера по производству профессионального инструмента – RIDGID, а трубный ключ стал первым инструментом и «визитной карточкой» компании. И именно эти ключи в наши дни считаются эталонными. С тех пор в основе конструкции всех моделей ключей RIDGID® лежит та оригинальная модель трубного ключа для больших нагрузок, часто копируемая конкурентами, но до сих пор непревзойденная по качеству! Ключи RIDGID® известны во всем мире своей великолепной прочностью и эксплуатационной надежностью. Фирменный оригинальный трубный ключ давно завоевал признание, его используют уже почти 90 лет. Профессионалы знают, что при покупке инструментов необходимо обратить особое внимание на гарантию надежности и при этом учитывать безопасность на рабочем месте. Часто встречаются ситуации, когда буровые штанги, «вгрызаясь» Oil&GasEURASIA

ИНСТРУМЕНТ on drill rods. Therefore, the driller needs to be confident that his tool will get the job quickly and safely done. Consequently, the tool should sustain temperature extremes under load; thus a wrench has to hold hot pipes in freezing weather. In addition to this, it should provide a durable grip for the pipes covered with oil or mud.

The first large-scale implementation of the pipeline systems started at the beginning of the 19th century in the U.S. This is where the need to develop reliable and practical tools started. In 1923 in Ohio (USA) the Ridge Tool Company within the scope of its engineering work developed and produced a revolutionary new type of the pipe wrench. It considerably facilitated the pipe fabrication and took greater load than any other wrench. This is how RIDGID® started, a world-wide leader in the professional tools production. The pipe wrench was the first tool created and it became the company symbol and a reference nowadays.

Since then all models of RIDGID wrenches are designed according to the revolutionary model of the genuine heavy duty pipe wrench that was often copied, but has never been improved upon! RIDGID wrenches are legendary with their world-famous durability and operational reliability. The company’s original pipe wrench won recognition long ago and has been used already for about 90 years.

When buying tools, professionals know that major attention should be paid to reliability and safety. Commonly there are situation when drill rigs are locked at threading connections, after the well hit rock underground. During these times, extreme pressures are put on wrenches in order to free free the pipe. RIDGID wrenches are made of special cast iron that does not break but bends instead, signaling when the wrench is about to break. Moreover, tight grip is achieved through design peculiarities of “jaws” with special inclination.

RIDGID tools are designed and produced according to the high quality standards for their long-term and efficient implementation. Pipe wrenches are available in a number of different styles and sizes particular to the job they are designed for:

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

О компании RIDGID® RIDGID® является мировым лидером в производстве передового оборудование и инструментов для профессионалов. Компания предлагает более 300 видов инструментов для нефтегазовой отрасли, санитарно-технического рынка, систем отопления, вентиляции и санитарно-технического кондиционирования, а также инструменты общего и промышленного назначения. Всего около 4 000 наименований, с учетом размеров и моделей. RIDGID входит в состав Emerson Commercial & Residential Solutions, которая сочетает новейшую технологию и инженерию с проектированием и производством высококачественных инструментов и устройств во всем мире. Более подробная информация о трубных ключах и другой продукции RIDGID® представлена на официальном сайте компании www.ridgid.ru. Контактные телефоны: 8 800 500 90 10 (Россия) +32 16 380 304 (другие страны СНГ) буром в землю, заклиниваются на резьбовых соединениях. Чтобы их разблокировать, иногда используют тягачи, к которым тросами цепляются рукоятки трубных ключей. Поэтому ключи RIDGID изготовлены из специального сплава, который при запредельных нагрузках не ломается, а гнется. Кроме того, надежный захват труб достигается за счет конструктивных особенностей «щек» на ключах RIDGID со специальным наклоном. Изделия RIDGID разработаны и изготовлены по высоким стандартам качества для длительного и эффективного выполнения конкретных задач. Трубные ключи бывают различных типов и размеров в соответствии с их целевым использованием: Самые распространенные ключи – это прямые ключи для больших нагрузок. Эти трубные ключи разработаны специально для захвата округлых предметов. Если помимо точности и эффективности важна скорость выполнения рабо-

“I started using Ridgid tools 30 years ago on the oil rigs overseas. I was young but knew quality mattered and Ridgid has it. I started using hand pipe threaders and pipe cutters. Then we moved into the 535 threader, thought I died and gone to heaven! As far a pipe wrenches go, it’s a given, you just don’t buy anything else, simple....»

Vioen Ernest D Duncan BC CANADA «Я начал использовать инструменты компании Ridgid более 30 лет назад, когда работал на зарубежных буровых вышках. Я был молод, но знал, что качество – важная вещь, и именно это есть у инструмента Ridgid. Я начал пользоваться ручными резьбонарезными клуппами и труборезами. Потом мы перешли на станок 535. Я думал, что я в раю! Что касается трубных ключей, то это данность, вам просто не надо ничего больше покупать …» Эрнест Д. Вайен Дункан, Британская Колумбия, Канада

The most wide spread are Straight Heavy Duty Pipe Wrenches. They are specially designed for gripping rounded objects (pipes).

If, you need to provide fast and secure clamping, in addition to its preciseness and efficiency, RapidGrip® is your perfect assistant. RapidGrip makes your work move faster, even with one hand. Its unique design in combination with specific form of “jaws” provides rapid and complete pipe gripping.

Compound Leverage Wrench is used when additional force should be applied, for example when spinning away the stuck drill rods. The force made by the compound leverage wrench is three to seven times greater than that of the ordinary pipe wrench.

Chain Pipe Wrench – Designed and sized to provide extra leverage for the toughest jobs. The wrench also forged and heat treated jaw,hardened chain links and pins.

If you need a heavy duty wrench you should choose Rapwrench. A smooth flat handle surface can be used as a hammer. It is useful for releasing coalescent binds. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ты, то ключ с самозахватом RapidGrip® станет отличным помощником. RapidGrip® позволяет работать быстро (даже одной рукой) – просто накиньте его на трубу. Уникальная конструкция ключа, в сочетании со «щеками» специфической формы, обеспечивает быстрый и плотный захват трубы. Сложнорычажный трубный ключ RIDGID® применяется, когда необходимо приложить дополнительные усилия, например при раскручивании прикипевших буровых штанг. Усилие, создающееся сложнорычажным ключом, в три-семь раз больше по сравнению с усилием от обычного трубного ключа. Цепной ключ для труб – его конструкция и размеры обеспечивают дополнительный выигрыш в силе за счет рычага при самых трудных работах. В этом помогут штампованные и термообработанные «щеки», двусторонние губки, которые можно повернуть обратно, и закаленные звенья и оси цепи. Если вам нужен ключ для действительно больших нагрузок, тогда вам стоит выбрать трубный ключ с молотком. У данного трубного ключа рукоять имеет гладкую плоскую поверхность, используемую в качестве молотка. Это особенно удобно при ослаблении слипшихся креплений.

43

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

Weatherford Successfully Completed a Pilot Project of Casing Running with Rotation Weatherford успешно завершил пилотный проект по спуску обсадных колонн с вращением Dmitriy Priymachenko, TRS Manager, Russia, Weatherford, LLC; Nikolai Balaka, Operations Manager, TRS, Russia, Weatherford, LLC; Vladimir Shulga, Director of Drilling Operations Department, VCNG, OJSC; Vyacheslav Visloguzov, Drilling Manager, Drilling Operations Department, VCNG, OJSC

W

eatherford jointly with the Drilling Operations Department of Verkhnechonskneftegaz, OJSC, has successfully completed a pilot project of casing running with rotation in the Verkhnechonskoye oil and gas-condensate field.

Geology of the Verkhnechonskoye field is characterized with unstable rocks (argillites) stretching 150-200 meters along the borehole. This factor stipulates the need for additional borehole reaming before running the casing. However, during earlier operations before the project, reaming had not always allowed running the casing to the target depth.

The pilot project consisted of three 177.8 meter OD casing running operations. The average measured depth of wells is approximately 2,750 meters with approx. 2,000 meters of horizontal displacement. The profile and borehole deviation of a well is shown in Fig. 1 and 2 (see below).

The solution proposed by Weatherford was to use the OverDrive™ System and a special assembly of the casing shoe section.

The OverDrive™ System (Fig. 3) consists of a hydraulic clamping tool – TorkDrive – connected to the top drive of the drilling rig; it includes a fill-up/circulation tool, hydraulic bails, a control panel and a torque/turn monitoring system – TorkSub. The OverDrive™ System allows make-up of casing threaded connections and running it with rotation and mud circulation, and also drilling with casing.

Д.А. Приймаченко, руководитель департамента «Спуск скважинного оборудования» в России, ООО «Везерфорд»; Н.Н. Балака, менеджер по производству департамента «Спуск скважинного оборудования» в России, ООО «Везерфорд»; В.В. Шульга, директор департамента буровых работ, ОАО «ВЧНГ»; В.Н. Вислогузов, менеджер по бурению департамента буровых работ, ОАО «ВЧНГ»

К

омпанией Weatherford, совместно с департаментом буровых работ ОАО «Верхнечонскнефтегаз», на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении (ВЧНГКМ) успешно реализован пилотный проект по спуску обсадных колонн с вращением. Геология ВЧНГКМ характеризуется наличием неустойчивых обвальных пород (аргиллиты) с протяженностью по стволу скважины 150-200 м. Присутствие вышеуказанного фактора означает необходимость выполнения операций по дополнительной проработке ствола скважины перед спуском обсадной колонны. Но выполнение проработки не всегда приводило к спуску обсадной колонны до проектной глубины. Пилотный проект состоял из трех работ по спуску обсадных колонн наружным диаметром 177,8 мм. Средняя глубина скважин по стволу составляла порядка 2 750 м с отходом от вертикали около 2 000 м. Профиль и искривление ствола одной из скважин представлен на рис.1, 2. Предложенное компанией Weatherford решение включало в себя применение системы OverDrive™ и специальной компоновки башмачной части обсадной колонны. Система OverDrive™ (рис.3) представляет собой гидроприводной клиновой захват TorkDrive, соединяемый с верхним приводом буровой установки; он имеет устройство

44

Oil&GasEURASIA

БУРЕНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

TVD (m) / Вертикальная глубина (м)

Cross-section Вид в разрезе

Horizontal shift (m) / Смещение по горизонтали (м)

● Fig. 1. A profile of the well #2055 of the Verkhnechonskoye field. ● Рис. 1. Профиль скважины №2055 ВЧНГКМ.

MD (m) / Измеренная глубина (м)

Hole deviation Искривление ствола

Hole deviation (deg/30m) / Искривление ствола (град/30м)

● Fig. 2. Deviation of the well #2055 of the Verkhnechonskoye field. ● Рис. 2. Искривление ствола скважины №2055 ВЧНГКМ.

The shoe assembly consisted of a drillable casing reamer shoe (Fig. 4) and a float valve. SpiraGlider™ rigid centralizers were used to centralize the casing in the wellbore.

On its sides the casing reamer shoe is equipped with cutters that allow rock destruction to go through problematic spots of an open borehole.

Prior to casing running, process calculations were made to evaluate possibility of casing running with rotation.

While implementing the pilot project, the casings were run through the argillites zone with rotation and mud circulation. Upon reaching the bottomhole the casings were rotated with circulation to clean the borehole before cementing.

After works had been successfully completed in two wells, it was decided to run the casing in the third well without prior reaming. As a result, the operations were performed in full; no problems or difficulties occurred.

Technologies and equipment proposed by Weatherford made it possible to run the casings to the target depth in each of the three wells and reduce well construction time by two days, resulting in the client’s costs saving.

Moreover, the OverDrive™ System’s outstanding feature is its safety for drilling operations. Thanks to its design, the staff can control casing running while staying away from the rotary table. This system was also noted for reliable operation in low temperatures. During casing running in the two last wells the ambient temperature dropped down to minus 40 degrees Celsius and it had not any effect on successful operations.

OverDrive™ System application proved to be high-efficient in casing running under challenging conditions of the Verkhnechonskoye field. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

долива и циркуляции, гидроприводные штропы, панель управления, а также систему мониторинга крутящего момента и частоты вращения обсадной колонны TorkSub. Система OverDrive™ позволяет свинчивать резьбовые соединения обсадной колонны и осуществлять ее спуск с вращением и циркуляцией бурового раствора, а также производить бурение на обсадной колонне. Используемая башмачная компоновка состояла из разбуриваемого колонного башмака ReamerShoe™ (рис. 4) и дроссельного обратного клапана типа ЦКОД. Для центрирования обсадной колонны в стволе скважины применялись жесткие центраторы SpiraGlider™. Колонный башмак ReamerShoe™ на периферийной части имеет вооружение, которое позволяет разрушать породу для прохождения сложных участков открытого ствола скважины. Стоит отметить, что перед спуском обсадной колонны проводились технологические расчеты для оценки возможности спуска обсадной колонны с вращением. При реализации пилотного проекта спуск обсадных колонн в зоне аргиллитов осуществлялся с вращением и циркуляци- ● Fig. 3. General view of the ей бурового раствора. На забое осущест- TorkDrive Compact External Plus влялось вращение обсадной колонны с System. циркуляцией для очистки ствола скважи- ● Рис. 3. Общий вид системы TorkDrive Compact External Plus. ны перед цементированием. После успешного выполнения работ на двух скважинах в рамках дальнейшей реализации проекта было принято решение о спуске обсадной колонны на третьей скважине без предварительной проработки. В результате работы были проведены в полном объеме, при этом никаких проблем и осложнений не возникло. Предложенные компанией Weatherford технологии и оборудование позволили на всех трех скважинах осуществить спуск обсадных колонн до заданной глубины и уменьшить срок строительства скважин на двое суток, что позволило значительно сократить дополнительные расходы заказчика. Кроме того, особенно стоит выделить высокую безопасность системы OverDrive™ при проведении буровых работ, поскольку конструкция системы позволяет персоналу управлять спуском обсадной колонны, находясь в стороне от стола ротора. Также была отмечена эффективность работы данной системы при низких температурах: при проведении работ по спуску обсадных колонн на двух последних скважинах температура окружающей среды опускалась до –40°С, что не помешало успешному осуществлению ● Fig. 4. Drillable Casing операций.

Shoe ReamerShoe™. Применение системы OverDrive™ доказало ● Рис. 4. Разбуриваемый свою высокую эффективность при выполнении колонный башмак работ по спуску обсадных колонн в осложненных ReamerShoe™. условиях ВЧНГКМ.

45

OILFIELD CHEMICALS

ADVERTORIAL SECTION

Wotasoft™ Technology from Zirax as Best Method to Retain Reservoir Properties

Технология Wotasoft™ от компании Zirax –

лучший способ сохранения коллекторских характеристик пласта Sergey A. Demakhin, Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, is a Technical Consultant at Zirax

A

Демахин Сергей Анатольевич – технический консультант Zirax, кандидат геолого-минералогических наук

t present, the petroleum science is facing an important task of the most efficient современных условиях перед нефтяной наукой стоит важная задача по наиболее эффективному и полному извлечения углеводородов из эксплуатируемых нефтегаand complete extraction of hydrocarbons from the oil and gas fields in operaзовых месторождений. Одним из способов достижения этой цели является внедреtion. One way to meet this challenge is to introduce some novel technologies aimed at preservation of reservoir properties within the cored interval, and especially ние новых технологий, направленных на сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и особенно призабойной зоны пласта (ПЗП). the bottomhole formation zone (BFZ). После вскрытия продуктивного пласта скважиной возникает призабойная зона пласта, Once the well has penetrated the cored interval, there is a bottomhole formation zone, where drilling, exploration and exploitation of the wells involve various process- в которой при бурении, освоении и эксплуатации скважины происходят различные процесes that break the initial equilibrium between the mechanical and physical and chemi- сы, нарушающие первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состоcal state of the rock. Through the bottomhole formation zone, there is some fluid flow яние породы. Через призабойную зону пласта происходит фильтрация флюида из пласта в скважину, и состояние ее проницаемости оказывает больfrom reservoir into the well, and the state of permeabiliшое влияние на продуктивность скважин. Снижение проty has a significant impact on the wells productivity. The ницаемости ПЗП по сравнению с удаленной зоной пласта reduction of the BFZ permeability as compared to any может достигать 10 раз и более, резко снижая дебит скваremote reservoir area can be 10 times or more, thus draжин, а иногда может приводить и к полному прекращению matically reducing the flow rate per well, and sometimes фильтрации флюидов. leading to a complete stop of fluid filtration. Одной из многочисленных вероятных причин ухудшеThe well killing operation is one of the many possible ния состояния ПЗП являются операции по глушению скваcauses of the BFZ deterioration. When operated, almost жин. В процессе эксплуатации почти каждая добывающая every producer well is subject to killing due to workovers ● Fig. 1. The process of spraying Wotasoft™ скважина в течение года подвергается глушению в связи с during the year, change of pumping equipment, washing additives on the mineral salts surface. проведением подземных ремонтов, смены насосного обоof bottom hole and other operations. Killing is the most ● Рис. 1. Процесс напыления добавки рудования, промывки забоя от загрязнений и других опеpopular type of well impact. It represents a set of meaWotasoft™ на поверхность минеральной соли. раций. Глушение – наиболее массовый вид воздействия на sures for the choice, preparation and injection of some скважины, который представляет собой комплекс мероspecial killing fluids (KF) into the well to ensure safe and приятий по выбору, приготовлению и закачке в скважину специальных жидкостей глушения trouble-free preventive maintenance.

Traditionally, the killing fluids have had to meet some specific requirements (see (ЖГ), обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение профилактических работ. Традиционно к жидкостям глушения предъявляются определенные требования (см. the “Requirements to Killing Fluids”), whereby one of the most elusive indicators is the requirement of the maximum retention of collecting properties in the cored interval. «Требования к жидкостям глушения»), при этом одним из наиболее трудно достигаемых More often than not, well killing has resulted in a drop of productivity, taking it longer показателей является требование максимального сохранения коллекторских свойств проto get the production rate stabilized. One reason for this is the use of the low-quality дуктивного пласта. После глушения скважин почти всегда отмечается снижение их продукmineral salts that contain particulate matter (white halite, potassium chloride produc- тивности, увеличивается время выхода на режим. Одной из причин этого является примеtion from dumps or calcium salts obtained as waste from the major process technol- нение некачественных минеральных солей, содержащих твердые примеси (технический ogies) as well as the use of the aqueous phase contaminated with impurities, and/ галит, хлорид калия из отвалов производства или соли кальция, получаемые в качестве or incompatible with the formation fluids (field waste water, industrial wastes, saline отходов основных технологических производств), а также использование водной фазы, загрязненной примесями и (или) несовместимой с пластовыми флюидами (сточные воды water from aquifers, process and sweet water).

The result is the reduction in the natural reservoir permeability due to the follow- промыслов, отходы промышленных производств, минерализованные воды подземных горизонтов, технические и пресные воды). ing reservoir processes: ● В результате этого происходит снижение естественной проницаемости коллектора из-за The reservoir pores get clogged by particulate matter, penetrating the reservoir следующих процессов, протекающих в пласте: along with the filling fluid. ● Поры пласта закупориваются твердыми частицами, проникающими в пласт вместе The pore volume generates some insoluble precipitates formed by the interac- ● tion between the killing fluid and reservoir fluids. в жидкостью глушения.

В

Requirements to Killing Fluids ● ● ● ● ● ● ● ● ●

46

Sufficient density value to provide the necessary back pressure; Maximum preservation of reservoir properties of the cored interval; Produceability of preparation and use; Minimal corrosive effects on the casing and production equipment; No effect on the performance of geophysical research in the well; Compatibility with other process fluids used in the well workover; Thermal stability under specific conditions of its application; Adjustability of technological properties within a wide range of mining and geological conditions of wells operation; Explosion- and fire safety.

● В поровом пространстве образуются нерастворимые осадки в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов. ● В пласте образуются стойкие водонефтяные эмульсии. ● Возникает эффект «водной блокады», обусловленный увеличением водонасыщенности пород ПЗП, вследствие капиллярных и поверхностных явлений. Особенно сильно этот эффект проявляется в гидрофильных коллекторах, характерных, например, для Западной Сибири; ● Происходит набухание содержащихся в породе глинистых минералов. Применение жидкостей глушения компании Zirax на основе чистых синтетических солей с добавкой Wotasoft™ позволяет снизить интенOil&GasEURASIA

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Table 1 / Табл. 1

сивность этих негативных процессов и обеспечить хорошее сохранение коллекторских свойств пласта (Табл. 1). Для этого используются составы на осноPrevention of damage using solutions ве выпарной соли NaCl (SolmixWotasoft™) и from Zirax / Предотвращение ущерба синтетического CaCl2 (PelletOil WotaSoft™) с с помощью решений от Zirax содержанием основного вещества на уровPure synthetic salt without a solid не 98-99% и минимальным содержанием phase / Чистые синтетические соли солей железа. Выбор базовой соли в зависибез твердой фазы мости от химического состава пластовых вод обеспечивает предотвращение выпадения WotaSoft Additive / солей, а чистота солей позволяет избежать Добавка WotaSoft кольматации призабойной зоны пласта. Для решения остальных проблем используется специально синтезированная добавка Wotasoft™, которая представляет собой комплекс поверхностно-активных веществ (ПАВ), обеспечивающих щадящее воздействие жидкости глушения на состояние продуктивного пласта. Деэмульгирующая способность добавки Wotasoft™ способствует разрушению стабильных эмульсий и не позволяет им образовываться вновь. Снижение межфазного натяжения обеспечивает более быстрое и полное удаление жидкости глушения из пласта при запуске скважины в эксплуатацию. Этот эффект усиливается за счет гидрофобизирующего воздействия добавки Wotasoft™, влияя на капиллярные и поверхностные эффекты в поровом пространстве пласта. За счет гидрофобизации поверхности глинистых минералов, содержащихся в пласте, удается предотвратить их гидратацию и последующее набухание. Особенностью жидкостей глушения производства Zirax является внесение добавки Wotasoft™ еще при производстве жидкости глушения методом напыления в кипящем слое прямо на поверхность гранул соли той или иной плотности (рис. 1). Благодаря этому заказчик получает солевую систему, уже содержащую в себе добавку Wotasoft™ в необходимых оптимальных количествах и процесс применения жидкости глушения не отличается от обычного. После растворения добавка Wotasoft™ растворяется в воде, и в процессе глушения проникая в пласт, оказывает свое благотворное влияние. Необходимо отметить, что добавка Wotasoft™ сохраняет свою стабильность в составе в широком интервале температур и плотностей, совместима с любыми пластовыми и технологическими флюидами и оказывает ингибирующее влияние на процесс коррозии нефтепромыслового оборудования. Таким образом, применение модифицированных жидкостей глушения, производимых компанией Zirax по технологии Wotasoft™ позволяет снизить затраты, связанные с освоением и выходом на режим скважин в послеремонтный период, повысить дебит по нефти и коэффициент продуктивности скважин. Щадящее глушение, направленное на сохранение коллекторских характеристик пласта, продляет срок эксплуатации скважин и увеличивает их конечную нефтеотдачу. Кроме того, при использовании солевых составов с добавкой Wotasoft™, которые поставляются едино в твердой товарной форме, и уже готовые к применению, снижается необходимость в закупке других реагентов, связанных с глушением, – ингибиторов коррозии, деэмульгаторов, гидрофобизирующих добавок, не требуется закупать их отдельно и решать вопросы с их совместимостью, транспортировкой, дозировкой, особенностями применения. Технология Wotasoft™ уже широко применяется на скважинах России и СНГ, результаты применения показывают снижение сроков выхода на режим вдвое, по сравнению с традиционно применяемыми жидкостями глушения.

Types of Adverse Events in Well Killing and Ways to Prevent Виды негативных явлений при глушении скважин и способы их предотвращения Potential damage to reservoir induced by the killing / Возможный ущерб коллектора от глушения 1. Salt deposits / Отложения солей 2. Contamination with mechanical impurities / Загрязнение механическими примесями 3. The effect of water blockade due to high water saturation in the bottomhole formation zone / Эффект водяной блокады из-за высокой водонасыщенности призабойной зоны пласта 4. Formation of stable emulsions / Образование стабильных эмульсий 5. Swelling of clay / Набухание глин

● The reservoir forms the stable water-oil emulsions. ● There is a “water block” effect caused by the increase in water saturation of the BFZ rocks due to the capillary and surface phenomena. The effect is mainly manifested in the hydrophilic reservoirs’ characteristics; for instance, in the Western Siberia; ● The argillites contained in the rock are swelling.

The application of the Zirax killing fluids based of pure synthetic salts with the addition of Wotasoft™ allows the industry to reduce the intensity of those negative processes and to assure good preservation of reservoir properties (Table 1).

To this end, compounds based on the evaporating NaCl (SolmixWotasoft™) salt and synthetic CaCl2 (PelletOil WotaSoft™) with the basic substance content of 98-99 percent and a minimum content of iron salts. The choice of the basic salt, depending on the chemical composition of formation water prevents salting-up, while the purity of salts helps avoid clogging of the bottomhole formation zone.

To solve the remaining problems, a specially synthesized additive called Wotasoft™ is used. It is a package of the surface-active agents (surfactants) that provide a gentle killing fluid impact on the cored interval conditions. The demulsifying ability of the Wotasoft™ additive contributes to the destruction of stable emulsions, never allowing them to form again. The reduced surface tension provides for a faster and fuller removal of the killing fluid from the reservoir, when the well is put into operation.

The effect is enhanced by the hydrophobization effects of the Wotasoft™ additives, affecting both capillary and the surface effects in the pore volume of the reservoir. Due to the hydrophobizated surface of the argillites available in the reservoir, it can be possible to prevent their hydration and subsequent swelling.

A peculiar feature of the Zirax-made killing fluids is the addition of Wotasoft™ at the production stage by spraying it in a fluidized bed right on the surface of the salt granules with varying density (Fig. 1). Due to it, the customers get a salt system already containing the Wotasoft™ additive in the required quantities and the process of applying a killing fluid is no different from the usual one. After dissolving, the Wotasoft™ additive gets dissolved in water and during the killing it penetrates the layer, providing its beneficial effects.

It should be noted that the addition of Wotasoft™ maintains its stability in the composition within a wide range of temperature and density values. It is compatible with any reservoir and process fluid and has an inhibitory effect on the corrosion of oilfield equipment.

Therefore, the application of the modified killing fluids, manufactured by Zirax using the Wotasoft™ technology helps reduce the costs associated with the development of wells. In addition, it stabilizes the production dynamics in the post workover period, while increasing the oil production rate and the productivity index of wells. Gentle killing aimed at the preservation of formation characteristics in the reservoir should extend the life of the wells and ● increase their ultimate recovery. ● Moreover, the application of the salt compositions obtained with the ● addition of Wotasoft™ and supplied in a solid, ready for sale and use form, ● cuts down the need for procurement of other agents associated with the well killing like corrosion inhibitors, demulsifiers, hydrophobic additives. ● There is no need to buy them separately to face various problems with their ● compatibility, transportation, dosage, or application peculiarities.

The Wotasoft™ technology is already being widely used for the wells ● located in Russia and the CIS, with the results demonstrating a two-fold ● decrease in the production stabilization time as compared to the traditionally used killing fluids. ●

Требования к жидкостям глушения

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

достаточная величина плотности для обеспечения необходимого противодавления на пласт; максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта; технологичность в приготовлении и использовании; минимальное коррозионно-агрессивное воздействие на обсадные трубы и технологическое оборудование; отсутствие влияния на показатели геофизических исследований в скважине; совместимость с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважины; термостабильность в конкретных условиях ее применения; регулируемость технологических свойств в широком диапазоне горно-геологических условий эксплуатации скважин; взрыво- и пожаробезопасность.

47

*As of March 2012

ϮϬϭϮ KĸĐŝĂů ŽŶŐƌĞƐƐ ^ƚĂŬĞŚŽůĚĞƌƐ͗Ύ

ĐŽŶĨĞƌĞŶĐĞ ͮ ĞdžŚŝďŝƟŽŶ ͮ ŶĞƚǁŽƌŬŝŶŐ ͮ ĐŽƵƌƐĞƐ ͮ ƚĞĐŚŶŝĐĂů ƚŽƵƌƐ Nautical Petroleum

SEPTEMBER 10-13, 2012 ABERDEEN, SCOTLAND ABERDEEN EXHIBITION & CONFERENCE CENTRE

REGISTER TO ATTEND

The North Sea’s “Atlantic Frontier” has a multitude of possibilities for extraction and exploitation of heavy oil. Join experts from around the world who will converge in Aberdeen and share knowledge, best practices in operations,and innovation for sustainability in heavy oil around the globe.

EŶƚĞƌ RĞĨĞƌĞŶĐĞ CŽĚĞ OGEhR

ǁŽƌůĚŚĞĂǀLJŽŝůĐŽŶŐƌĞƐƐ͘ĐŽŵ

Improving Sustainability Through Innovation and Collaboration

W e d e l i ve r 80,000 pairs of th e se e a c h m on th .

More eyes in Russia.

More sales in your pocket.

With the most targeted and qualified readership across print and internet media, Oil&Gas Eurasia puts all eyes on your message – all across Russia.

Only Oil&Gas Eurasia offers:

• #1 circulation ranking in Russia among the global oil and gas technology trade publications • Bilingual first-hand, in-house reporting that goes to the source inside Russia • Marketing support for oilfield service and equipment sales into Russia • A focus on Russian innovation and entrepreneurship • Advertiser confidence of BPA-audited circulation figures

To learn more, visit www.oilandgaseurasia.com

Это издание ежемесячно читают 80 тыс. пар глаз. И чем больше россиян увидит информацию о вас, тем значительнее вырастет объем продаж вашей продукции. У журнала «Нефть и газ Евразия» – наиболее квалифицированная целевая аудитория среди печатных изданий и интернет-публикаций, поэтому пристальное внимание всех заинтересованных глаз в России вам обеспечено. Только «Нефть и газ Евразия» предложит вам:

• самый высокий в России тираж среди крупных коммерческих нефтегазовых изданий; • изданный в Москве журнал с параллельным текстом на русском и английском языках; • репортажи собственных корреспондентов из важнейших нефтегазовых регионов; • достоверные данные по объему тиража, подтвержденные Бюро по исследованию тиражей отраслевых изданий (ВРА).

Хотите узнать о нас больше – посетите сайт www.oilandgaseurasia.com !

Хотите получать каркас геологической модели, согласованный с геологическими и геофизическими данными, за считанные минуты, а не за несколько недель?

Ускорение

Программное обеспечение DecisionSpace® Desktop автоматически создает согласованный каркас модели меньше чем за одну минуту. По мере интерпретации геофизических данных новое унифицированное программное обеспечение DecisionSpace® Desktop компании Landmark автоматически строит каркас сети разломов, производит согласование горизонтов с разломами и формирует изолированный каркас модели. По мере геологической корреляции и интерпретации сейсмических данных происходит динамическое обновление каркаса и моментальное построение кондиционных гридов (сеток), пригодных для следующих этапов. То, на что раньше уходили часы и даже дни, теперь делается всего лишь за одну минуту. У вас есть возможность сократить время производственного цикла. Получайте более качественные ответы за более короткое время! Посетите сайт halliburton.com/landmark/desktop.

®

High Science Simplified

© 2012 Halliburton. Все права защищены