May 2012 issue

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

Трубный выбор

Pipe Roundup TMK Targets American Shale, Offshore Market

p. / стр. 18

ТМК нацеливается на американские сланцы и шельф

p. / стр. 10 Tech Trends / Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions П б Передовые разработки и решения для отрасли

www.oilandgaseurasia.com

Sechin Returns as Rosneft Chief Meanwhile Tax Breaks Make Arctic an Attractive Option Сечин становится президентом «Роснефти», когда налоговые льготы p. / стр. 31

делают Арктику более привлекательной

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Eurovision 2012 – Go Babushki! We’ll Have a “Party for Everybody” Евровидение 2012 – Бабушки, вперед! Устроим «праздник для всех» Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

ussia! They don’t call this place “Mother Russia” for nothing. This is the land of the nesting doll and the babushka. And in Russia, you may stare down a mafioso, but you never, ever mess with a babushka!

The babushkas (grandmothers) in Russia, won World War II and then rebuilt the country while also pioneering single-motherhood before it became fashionable. So many Soviet men had died in the war (or the gulag) that nature’s balance between the sexes became lopsided. With few men around, the women just got on with keeping life – and civilization – humming.

So I think it is just the coolest thing that Russians voted to send the “Buranovsky Babushki” vocal group to Baku, as Russia’s representative in the 2012 Eurovision Song Contest May 22-26.

“The what ‘Babushki?’ ” I thought. OK, so I’m a foreigner. But every Russian in my life knows them. And when I e-mailed an American-born friend of Russian descent (Golitzyn lineage circa 1917 actually), she replied back: “I love them!

Go Babuski! A totally Russian patriotic thing to do – to have the Babushki represent Russia over some pop god or goddess like Dima Bilan” (who won the 2006 Eurovision contest for Russia).

“Plus – they sing mostly in Udmurt!” she said in a post script. Yes, my friend in New Haven is a linguist and a romantic even though the American university students to whom she teaches Russian, study the language because they want careers in international criminal justice. So much for Pushkin.

So what is Udmurt? It’s a language that Russian Wikipedia says 324,000 people were speaking in 2010. Udmurtia joined the Russian empire just after Ivan the Terrible (as in the Czar) created the empire by sacking Kazan in 1552. Considering

оссию не зря называют «матушкой». Это земля матрешек и бабушек. В России вы можете косо посмотреть на мафиози, но поостерегитесь задеть бабушку! Советские бабушки выстояли во Вторую мировую войну и восстанавливали страну, в одиночестве воспитывая детей. Их мужья погибли в войну (или в ГУЛАГе), вследствие чего баланс между полами был нарушен. При незначительном количестве мужчин женщинам, тем не менее, удалось не только поддержать род человеческий, но и сохранить цивилизацию. Поэтому мне кажется, что русские поступили очень правильно, направив «Бурановских бабушек» на вокальный конкурс «Евровидение», который состоится в Баку 22-26 мая 2012 года. «Что это еще за „бабушки“?» – удивилась я. Как говорится, что взять с иностранки. Но каждый знакомый мне русский их знает. Когда я написала о них своей приятельнице, родившейся в Штатах, но русской по происхождению (она из рода Голицыных), ответ получила такой: «Я их люблю! Бабушки, вперед! Это очень патриотично и по-российски – поручить бабушкам представлять Россию, поставив их выше попидолов вроде Димы Билана» (выигравшего «Евровидение» в 2006 году). А в примечании она добавила: «Они еще и поют на удмуртском языке!». Да, моя приятельница, живущая в Нью-Хейвене, лигвист по образованию, конечно же – романтик. Даже при том, что ее студенты-американцы учат русский с целью сугубо утилитарной – сделать карьеру в международном уголовном праве. Так что же это за язык – удмуртский? Согласно российскому варианту Википедии, в 2010 году на нем говорили 324 тыс. человек. Удмуртия присоединилась к Российской империи вскоре после того, как царь Иван Грозный создал империю, взяв Казань в 1552 году. С учетом ее местоположения на южной границе Татарстана и Башкортостана, это, как казалось в то время, был самый безопасный шаг. Исторические подробности можно узнать на сайте www.udm. ru/history.html. Для русских удмуртский – примерно то же cамое, что валлийский язык для англичан. И эти «бабушки» (в возрасте от 55 до 85 лет) поют на нем популярные песни, включая композиции Deep Purple, Eagles, Queen и Beatles. Какое все это имеет отношение к нефти и газу? Почти никакого. Но это очень важно для понимания России. Особенно если вы работаете в этой стране. Большинство иностранных бизнесменов, например, не осознают, насколько Россия – многокультурная страна. Удмуртия – лишь один тому пример. В Техасе, между тем, недавно закрылась экспозиция издания «Нефть и газ Евразия» на Конференции офшорных технологий OTC 2012. Необходимо отметить, что в нынешнем году присутствие «Газпрома» на этом мероприятии было гораздо более заметным, нежели в прошлом – стенд компании, расположивший-

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

Р

R

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА its location on the southern border of Tatarstan and Bashkortostan, it seemed to be the safest move at the time. For more history, visit www.udm.ru/history.html.

And as for the language, Udmurt is to Russian what Welsh is to English. And these “babushka” (aged 55 to 85) sing pop songs in it – including selections from Deep Purple, Eagles, Queen and the Beatles.

What does all of this have to do with oil and gas? Not much. But it has a lot to do with understanding Russia. And if you’re doing business here, that’s important.

Most foreign business people don’t quite realize the degree to which Russia is a multi-cultural society. And Udmurtia is just one example.

Meanwhile, in Texas, Oil&Gas Eurasia just finished exhibiting at the Offshore Technology Conference (OTC 2012). This year, Gazprom made its presence felt more so than in the past. It had an impressive stand in the main pavilion. And Vsevolod Cherepanov, Head of the Department of Gas, Gas Condensate and Oil Production gave a presentation detailing Gazprom’s domestic and international strategy.

Of course, there were some problems. After the talk, several attendees I spoke to wondered why Cherepanov’s presentation had been titled, “Gazprom Conventional / Unconventional Resources Development Plans.” The foreign audience that showed up wanted to hear Gazprom talk about “shale” – but Cherepanov made it clear that Gazprom wasn’t interested in shale.

Also, listening to the talk, I got a very strong message: Gazprom is big, very big; it can do anything it wants on its own, and it doesn’t need foreign partners. That’s weird! Gazprom does need foreign partners and I seem to hear that message quite a bit from inside Russia. But when Gazprom is outside of Russia? Who needs partners, is the over-riding message.

Maybe that’s why it was standing room only for the audience attending similar talks on Brazil and China while the Gazprom presentation was largely attended

by Russians, and foreign Russophiles like myself who struggled hard to see if they could read anything between the lines.

Things are changing slowly. I’d suspect that OTC 2013 will be a turning point considering that Rosneft now has a position in projects onshore in Texas and offshore in the Gulf of Mexico as a result of its tie up with Exxonmobil.

Rosneft stayed well under the radar at this year’s OTC, but I suspect it might be a different case next year and that Rosneft will join Gazprom in making it’s presence known in Houston. Gazprom already has an office in the U.S. energy capital (Houston) and Rosneft is opening one as well. ite all the silly cold war posturing on both sides of the Atlantic in this election year, the U.S. government didn’t even question Rosneft’s deal with Exxonmobil.

In contrast, when China bid to become producers of U.S. crude, the U.S. government said, “no.”

Though, the U.S. government refused to allow China to participate in oil and gas projects on U.S. soil; Washington has no problem with Russian. The difference is that – contrary to China – Russia doesn’t need U.S. oil and gas, it has enough of its own. Russia wants to be involved in U.S. projects to learn about new technologies.

And U.S. companies are happy to sell these technologies once Russians climb the learning curve and start to buy.

Russian companies like Rosneft see value also in operating in the U.S. because they can profit by selling their oil to Americans or elsewhere on the international market.

And the U.S. oil market is getting quite interesting. A recent article in www.rigzone. com, reported that U.S. crude oil production (thanks to shale and tight oil production) has placed the U.S. “within spitting distance of the world’s largest producers, Saudi Arabia and Russia, and has made the U.S. more significant on the world energy stage than Iran, China, Iraq or Venezuela.”

The state of Texas alone will produce 2 million barrels of oil per day in the next few years, thanks to Eagle Ford shale, Permian Basin fields and other shale plays, Rigzone. com reported. The U.S. currently, produces 6 million barrels per day. That is expected to grow to 9 million barrels per day, and by 2015, 11.5 million barrels per day.

Not a bad deal for Rosneft shareholders.

2

#5 May 2012

ся в главном павильоне, выглядел впечатляюще. Всеволод Черепанов, начальник Департамента по добыче газа, газового конденсата и нефти, выступил с презентацией, подробно рассказывающей о стратегии «Газпрома» на внутреннем и внешнем рынках. Конечно, некоторые проблемы возникали. По окончании его выступления некоторые посетители, с которыми удалось пообщаться, задавали вопрос – почему презентация Черепанова называлась «„Газпром“ – планы развития традиционных и нетрадиционных ресурсов». Иностранную аудиторию очень интересовало мнение «Газпрома» о сланце, однако Черепанов дал понять, что «Газпром» сланцем не интересуется. Кроме того, прослушав презентацию «Газпрома», я поняла основной ее смысл: компания является очень крупной, может самостоятельно решать любые задачи и не нуждается в иностранных партнерах. Само по себе это очень странно, ибо «Газпром», на самом деле, нуждается в иностранных партнерах – мне не раз доводилось слышать об этом слышать в России. Но за ее пределами? Ведь главная мысль, которую что они пытались донести – кому нужны партнеры? Возможно, именно поэтому гораздо большую аудиторию привлекли аналогичные презентации по Бразилии и Китаю, в то время как презентацию «Газпрома» слушали в основном русские, а также такие иностранные русофилы как я, которые изо всех сил пытались прочитать что-нибудь между строк. Ситуация меняется медленно. Я склонна подозревать, что OTC 2013 станет поворотным моментом, с учетом того, что теперь «Роснефть» в результате установления связи с Exxonmobil имеет позиции в наземных проектах в Техасе и морских в Мексиканском заливе. «Роснефть» осталась в тени на OTC этого года, но я предполагаю, что в следующем году ситуация может измениться, и «Роснефть» присоединится к «Газпрому», сделав заметным свое присутствие в Хьюстоне. У «Газпрома» уже есть представительство в Хьюстоне – американской «энергетической столице». «Роснефть» также намерена открыть там офис. Несмотря на дурацкую предвыборную риторику по обе стороны Атлантики, американское правительство даже не ставило под сомнение сделку «Роснефти» с Exxonmobil. Более того, когда Китай захотел добывать нефть на территории США, американское правительство ответило отказом. Не позволив китайцам участвовать в наземных нефтегазовых проектах, правительство США, тем не менее, не возражает против российских компаний. Разница заключается в том, что, в отличие от Китая, Россия не нуждается в американском углеводородном сырье, у нее достаточно своего собственного. Россия хочет участвовать в американских проектах, чтобы познакомиться с новыми технологиями. И американские компании будут рады продать эти технологии, как только русские преодолеют этап изучения и начнут покупать. Такие российские компании, как «Роснефть», видят для себя пользу также и в деятельности на территории США, поскольку это даст им возможность получать прибыль от продажи своей нефти американцам или другим потребителям международного рынка. Американский нефтяной рынок, между тем, становится весьма интересным. Недавно в www.rigzone.com появилось сообщение, что по добыче сырой нефти (за счет сланца и сланцевой нефти) США вплотную приблизились «к крупнейшим мировым поставщикам – Саудовской Аравии и России, и стали более важным игроком на мировой энергетическом рынке, чем Иран, Китай, Ирак или Венесуэла». По сообщению Rigzone.com, месторождение Eagle Ford, пермские отложения и другие сланцевые запасы в ближайшее время позволят добывать 2 млн барр. нефти в день только в штате Техас. В настоящее время в США добывается 6 млн барр. в день. Ожидается, что этот показатель возрастет до 9 млн барр. в день, а к 2015 году составит уже 11,5 млн барр. в день. И это – неплохой шанс для акционеров «Роснефти».

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

Eurovision 2012 – Go Babushki! We’ll Have a “Party for Everybody” Евровидение 2012 – Бабушки, вперед! Устроим «праздник для всех»

1

OTC 2012

OTC 2012 When the World Gathers in Houston OTC 2012 Место встречи - Хьюстон TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

8

10

TUBING PRODUCTION | ПРОИЗВОДСТВО ТРУБ 18

TMK Targets Shale and Offshore on the American Market ТМК завоевывает премиальный трубный рынок TMK poses a challenge to stereotypical mentality and expands business not only in Russia, but also outside the country, by launching premiumclass pipe products for the leading sites of global oil and gas production. Трубная Металлургическая Компания (ТМК) бросает вызов стеретипному мышлению и расширяет бизнес не только в России, но и за рубежом, выпуская премиальную трубную продукцию для наиболее передовых участков мировой нефтегазодобычи.

TUBING PRODUCTION | ПРОИЗВОДСТВО ТРУБ

Pipe Producers Invested in Modernization, Market Demand to Drop in 2012 Трубники модернизировали производство, но на рынке в 2012 году ожидается снижение спроса

24

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

From Dream to Offshore Reality: Tax Breaks Breathe Life Into Arctic Exploration

От мечты к реальности:

31

налоговые льготы вдохнут новую жизнь в геологоразведку на шельфе Арктики WORLD | В МИРЕ

View from the Arab Gulf: Think Tank Guru Comments on Russia, Iran and Change in Middle East

Взгляд со стороны Персидского залива:

34

Мнение эксперта «мозгового центра» о России, Иране и переменах на Ближнем Востоке FLOW MEASUREMENT | РАСХОДОМЕТРИЯ

Improving Flow Measurement in the Water and Wastewater Industry Совершенствование технологий измерения расхода в отраслях водоочистки и водоподготовки

38

CERTIFICATION | СЕРТИФИКАЦИЯ

Certification and Industrial Safety in the Oil and Gas Industry Сертификация и промышленная безопасность в нефтегазовой отрасли 4

42

Oil&GasEURASIA

#5 May 2012

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ PRODUCTION MONITORING | КОНТРОЛЬ ДОБЫЧИ

Remote and Condition Monitoring of Oil and Gas Sites: Key Benefits of Wireless Sensor Networks 45

Дистанционный и диагностический контроль технического состояния нефтегазовых месторождений: основные преимущества беспроводных сенсорных сетей РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION EQUIPMENT | ОБОРУДОВАНИЕ

Введение в портативные газоанализаторы

50

PUMPS | НАСОСЫ

Sulzer Pumps Further Strengthens Its Presence in Russia with Opening of a Second Service Center Открытие второго сервисного центра в России позволит Sulzer Pumps упрочить свои позиции в России

52

EXPANADABLES | РАСШИРЯЕМЫЕ ТРУБЫ

Tatarstan-produced Expandable-Diameter Casing Pipes Aid in Damage Limitation for Deep Oil and Gas Wells Installation Projects Ликвидация осложнений при строительстве глубоких нефтегазовых скважин с применением расширяемых обсадных труб

54

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

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 Konstantin Andrukhin 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) sales@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

6

6

RIDGID . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 «Техноэксперт» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 «Техноэгарант» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

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 Константин Андрюхин 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 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

OTC 2012

OTC 2012

When the World Gathers in Houston

OTC 2012

Место встречи - Хьюстон PHOTO: LOLA VAYNER / ФОТО: ЛОЛА ВЕЙНЕР

8

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

OTC 2012

9

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

OTC 2012 The Offshore Technology Conference (OTC) is the world’s foremost event for the development of offshore resources in the fields of drilling, exploration, production, and environmental protection that is held annually in Houston in spring. OTC recognizes innovative technologies each year with the Spotlight on New Technology Award.

Конференция по шельфовым технологиям OTC – одно из крупнейших событий в области разработки ресурсов на шельфе по таким направлениям, как бурение, разведка, добыча и защита окружающей среды, проводимое ежегодно весной в Хьюстоне. Каждый год на OTC ряд инновационных технологий отмечается наградой «Новые технологии в центре внимания».

Congratulations to the 2012 award recipients! Наши поздравления победителям 2012-го года!

Baker Hughes Unveils Large-diameter Rotary Sidewall Coring Technology

Baker Hughes представляет новый инструмент большого диаметра для бокового отбора керна SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Baker Hughes has commercialized its MaxCOR ™ sidewall coring service, a large-diameter rotary sidewall coring Компания Baker Hughes выпустила tool that recovers 1.5-inch (3.8на рынок новую технологию MaxCOR™ centimeter) diameter cores in для бокового отбора керна, ротационный extreme environments, includсверлящий боковой грунтонос большоing high-pressure and high-temго диаметра, который способен добывать perature formations. образцы керна диаметром 1,5 дюймов (3,8 The MaxCOR sidewall corсм) при экстремальных внешних условиing service acquires core with ях, включая скважины с высокими показаmore than three times the volтелями давления и температуры. ume in about the same amount Инструмент MaxCOR для бокового of rig time it takes to deploy stanотбора керна получает образцы, объем dard one-inch rotary sidewall которых в три раза больше по сравнению coring tools. The larger cores с образцами, добываемыми при помощи provide more accurate measureстандартных грунтоносов. Образцы керна ments of important reservoir большего объема позволяют проводить attributes such as porosity, perболее точные измерения важных парамеmeability and geomechanical тров продуктивного пласта, таких как его properties. Greater sample volпористость, проницаемость и геомеханиume per trip also enables operaческие свойства. Поскольку объем добыtors to more accurately evaluate ваемого керна, приходящийся на одну reservoirs and maximize hydroспуско-подъемную операцию, оказывается carbon recovery with the least ● The MaxCOR service acquires larger volume больше, это позволяет добывающим комamount of rig time. core samples for characterizing complex reserпаниям более точно оценивать характериThe MaxCOR sidewall corvoirs. стики пластов и повышать их нефтеотдачу ing service can retrieve 60 sam● С помощью MaxCOR можно получать ples in a single run. It also oper- образцы керна большего диаметра для оценки за наименьшее время. Новый сверлящий боковой грунтонос ates at up to 25,000 psi and tem- характеристик сложных коллекторов.

MaxCOR может отбирать до 60 образцов peratures up to 400 F (204 C) керна за одну спуско-подъемную опера– the highest temperature and pressure ratings in the industry. MaxCOR is currently the цию. Он способен функционировать при давлении до only coring technology capable of recovering large-diame- 25 000 psi и температуре до 400 °F (204 °С). Это наилучter core samples after a well is drilled. It uses a direct-drive шие показатели в отрасли. В настоящее время инструмент electric motor in place of a traditional hydraulic motor to MaxCOR является единственной технологией, способной power the bit, providing maximum power transfer effi- проводить отбор керна после завершения бурения скваciency under all load and borehole temperature conditions. жины. Инструмент оснащен электродвигателем с прямым The drive mechanism increases the rotational speed of the приводом, который приводит в действие буровое долото, обеспечивая при этом максимальный коэффициент переbit, which significantly reduces coring time.

10

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

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

TeleCoil Downhole Communications System Maximizes CT Operation Efficiency The patented Baker Hughes TeleCoil™ system offers real-time downhole information, maximizing the efficiency of virtually any coiled-tubing (CT) operation.

Real-time collar location enables the necessary depth accuracy for precision applications, such as perforating and zonal isolation.

Bottomhole differential pressure and tool differential pressure information – with temperature data offer continuous optimization of a wide range of common applications including milling, stimulation, cleanouts, sand removal, debris removal, and gas lifting.

The TeleCoil conductor, which is preinstalled inside the CT, is impervious to aggressive fluids such as acids, cement, and sand slurries. The small-diameter conductor has a negligible impact on the pumping pressure drop along the coil and the overall reel weight.

The TeleCoil conductor’s protective jacket is sized for the necessary strength and stiffness to withstand dynamic tension and compression forces encountered during spooling and pumping operations.

The system, which uses standard end fittings and ● TeleCoil™ system offers real-time attaches to the BHA downhole information. with mechanical and ● TeleCoil™ позволяет получать electrical quick conинформацию в реальном времени. nectors, requires only minutes to hook up in the field. At surface, the conductor connects to a data acquisition system that processes and charts the downhole information.

The ClampOn DSP Subsea CorrosionErosion Monitor (CEM) The ClampOn DSP Subsea Corrosion-Erosion Monitor (CEM) continually monitors and quantifies changes in wall thickness over a large area of a pipeline. The instrument estimates the rate at which corrosion and/or erosion reduces the thickness of the pipe wall. In this way, it can provide operators with an early warning of potentially catastrophic failures before they occur. The CEM is therefore Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ дачи мощности при любых нагрузках и скважинных температурах. Механизм привода повышает скорость вращения долота, что значительно уменьшает время отбора керна.

Система скважинных коммуникаций TeleCoil позволяет повысить эффективность операций CT Запатентованная система TeleCoil™ компании Baker Hughes позволяет получить информацию о ситуации в скважине в режиме реального времени, повышая эффективность фактически всех колтюбинговых операций (CT). Определение местоположения муфт обсадной колонны в режиме реального времени позволяет обеспечить точность измерений на большой глубине при выполнении таких операций, как перфорирование и зональная изоляция. Дифференциальное забойное давление и сведения о дифференциальном давлении, полученные с датчиков, а также сведения о температуре позволяют оптимизировать многие операции, включая расфрезеровывание, моделирование, очистка, удаление песка, удаление мусора и подъем газа. Проводник TeleCoil, который устанавливается внутри CT, устойчив к воздействию таких агрессивных жидкостей, как кислоты, цемент и смесь жидкости с песком. Проводник малого диаметра оказывает незначительное воздействие на перепад давления при перекачивании по всей длине и для всего веса катушки. Изоляция проводника TeleCoil обеспечивает требуемую прочность и жесткость. Проводник может выдержать силы динамического натяжения и сжатия во время намотки и перекачивания. Система, в которой применяются стандартные оконечные устройства и соединительные элементы для подключения к КНБК при помощи механических и электрических устройств быстрого подключения, устанавливается на рабочем месте всего за несколько минут. На поверхности проводник подключается к системе данных, которая обрабатывает сведения, полученные из скважины.

Монитор внутренней коррозии и эрозии ClampOn DSP (CEM) Монитор внутренней коррозии и эрозии ClampOn DSP Corrosion-Erosion Monitor (CEM) обеспечивает постоянный мониторинг и контроль над изменением толщины стенок трубопроводов. Инструмент определяет степени уменьшения толщины стенок трубопроводов под воздействием коррозии и (или) эрозии, предупреждая операторов о возможных повреждениях до их проявления. CEM представляет собой эффективный инструмент, который обеспечивает выполнение самых последних требований нормативных актов в отношении необходимости мониторинга состояния оборудования. Инструмент может быть установлен на существующие Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

11

#5 May 2012

also an effective tool in helping operators comply with newer regulations regarding the need for condition monitoring. It can be retrofitted to existing structures or installed on new pipelines before they are deployed subsea.

How it works The ClampOn Subsea CEM measures and monitors wall thickness loss in pipes, plates or other metal structures.

The instrument uses Acoustic Guided Lamb Waves (AGLW), a technology that gives an average wall thickness reading for a large section of pipe. Transducer pairs operate in a pitch-catch mode and use the ultrasonic waves to give the average wall thickness between the transducer pairs. The transducers are fixed at pre-determined points on the pipe to monitor the wall thickness loss in sections of the pipe typically up to two meters long.

The CEM unit consist of up to eight transducers and an electronics unit that handles all signal acquisition and pro-

SOURCE / ИСТОЧНИК: CLAMPON

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

или новые структуры перед погружением под воду.

Принцип работы Монитор внутренней коррозии и эрозии ClampOn CEM измеряет и контролирует толщину стенок трубопроводов, резервуаров и других металлических конструкций. В компоновке оборудования используется активный источник, направляющий ультразвуковые сигналы, (AGLW), что позволяет определить потерю металла стенкой трубы. Пары датчики работают в постоянном пошаговом режиме, используя ультразвуковые волны для определения средней толщины стенок между парами датчиков. Датчики фиксируются в определенных точках трубопровода для мониторинга толщины стенок в отрезках трубопроводов длиной до двух метров. Устройство CEM может иметь в своем составе до восьми датчиков, которые обеспечивают прием и обработку сигнала. Подводный CEM может быть оснащен до 32 датчиками, что позволяет увеличить

FMC Technologies Pazflor Subsea Separation System Pazflor is the first full-scale green field development with subsea separation and boosting to produce two different grades of hydrocarbons from four independent reservoirs. The system enables economic development of a reservoir that could not have been developed utilizing conventional subsea production system.

Подводный сепаратор Pazflor Pazflor представляет собой первый полномасштабный проект разработки месторождения «с нуля», включая систему подводной сепарации и увеличения напора для получения углеродов двух разных составов из четырех независимых пластов. Система позволяет снизить затраты на разработку месторождения, чего невозможно было добиться, используя традиционные подводные системы добычи.

FMC Technologies and Petrobras Marlim Subsea Oil-Water Separation System Marlim SSAO, developed by Petrobras and FMC Technologies, will debottleneck the floating production facility and increase production by removing unwanted water from the production stream at the seabed. This system will also be the first to use water re-injection to increase reservoir pressure and boost production.

Подводная система Marlim для разделения воды и нефти Marlim SSAO, разработанная совместно Petrobras и FMC Technologies, позволяет устранить недостатки плавучей системы нефтедобычи, хранения и выгрузки и повысить производительность благодаря удалению воды из технологического потока на морском дне. Это первая система, в которой используется обратная закачка пластовой воды для повышения давления пласта и увеличения объемов добычи.

The ShawCor Simulated Service Vessel (SSV)™ ShawCor’s new Simulated Service Vessel (SSV) is the industry’s largest and most advanced deepwater test chamber for end-to end thermal insulation systems, capable of simulating water depths to 3,000 m and temperatures up to 180°C. With real-time data acquisition, the SSV validates the long-term integrity of any subsea insulation system.

Судно компании ShawCor с имитацией условий эксплуатации (SSV) Новое судно компании ShawCor с имитацией условий эксплуатации (SSV) – самая крупная и наиболее усовершенствованная глубоководная камера испытаний для полностью термоизолированных систем, с обеспечением возможности имитации глубин до 3 тыс. м и температур до 180 0C. Благодаря возможности получать данные в реальном времени, SSV обеспечивает длительное функционирование любой подводной системы изоляции.

12

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

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

cessing. The subsea CEM can utilize up to 32 transducers, increasing distance to a maximum of eight meters. Wall thickness trends are generated automatically and can be observed in real-time on a computer running ClampOn CEM software, or logged internally in a data logger.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

контрольное расстояние максимум до 8 м. Толщина стенки определяется автоматически и контролируется в режиме реального времени при помощи специального программного обеспечения ClampOn CEM или встроенного регистратора данных.

System properties (CGV mode)

Свойства системы (режим CGV)

● The system measures the wall thickness loss between pairs of transducers. ● The system will have between two and eight transducers in operation. ● The sensitivity for wall thickness assessment is around 1 percent of wall thickness (WT) over the full temperature range. ● It can detect small changes as small as 0,1 percent of WT. ● Repeatability is: ± 0,04 percent. ● The system measures wall thickness in real time, at user-definable intervals.

● Система позволяет измерить толщину стенки между двумя парами датчиков. ● В оснащение системы могут входить от двух до восьми датчиков. ● Чувствительность измерения толщины стенки составляет примерно 1% толщины стенки (WT) на полном температурном диапазоне. ● Система способна выявить даже такие незначительные изменения, как 0,1% WT. ● Повторяемость: ± 0,04 %. ● Система позволяет измерить толщину стенки в режиме реального времени через определенные пользователем интервалы.

The Dockwise Vanguard, is the largest and most innovative semi-submersible vessel ever built. At 275 meters (902 feet) long and 70 meters (230 feet) wide, the Vanguard can carry 110,000 tons and travel across oceans at 14 knots. Virtually all of the space on deck is clear and available for cargo. The vessel has been designed by Dockwise for both the dry-transport and the offshore dry-docking market. Delivery is planned by Q4 2012.

Dockwise Vanguard Dockwise Vanguard – самое большое и инновационное полупогружное судно в истории. Длина составляет 275 м (902 фут.), а ширина – 70 м (230 фут.). Грузоподъемность достигает 110 тыс. т, а скорость – 14 узлов. На палубе практически отсутствуют сооружения, поэтому все пространство может быть занято грузом. Судно было разработано компанией Dockwise для транспортировки сухих грузов и для применения в качестве сухого дока. Спуск на воду планируется в последнем квартале 2012 года.

SOURCE / ИСТОЧНИК: DOCKWISE

Dockwise Vanguard

Characteristics ● Length o.a. 275.00 meters. ● Length b.p. 270.00 meters. ● Breadth moulded 70.00 meters. ● Breadth max 78.75 meters. ● Free Deck Space 275 x 70 meters, but no restrictions for overhang forward and aft.

Depth 15.50 meters. ● ● Draft submerged 31.50 meters. ● Summer draft 9.73 meters. ● Summer draft (B-60) 10.52 meters. ● Summer draft (B-100) 11.04 meters. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Технические характеристики ● Общая длина: 275,00 м. ● Длина между перпендикулярами: 270,00 м. ● Теоретическая ширина: 70,00 м. ● Максимальная ширина: 78,75 м. ● Свободное пространство на палубе 275 x 70 м, без ограничений по выступам на носу и на корме. ● Глубина: 15,50 м. ● Осадка в погруженном состоянии: 31,50 м. ● Летняя осадка: 9,73 м. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

13

#5 May 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ● ● ● ●

Water depth above main deck 16.00 meters.

Deadweight (B-100) 117,000 metric tons.

Expected speed 14 knots.

Class DNV.

* Equipped with movable casing.

EquiFlow® Autonomous Inflow Control Device Horizontal wellbores are often favored by operators for exploiting narrow, oil-bearing formations to maximize contact with the pay zone. However, when production causes unwanted gas and/or water to migrate to the wellbore—or uneven production distribution results due to pressure drop in the tubing—operators turn to Halliburton’s EquiFlow® autonomous inflow control device (AICD).

A simple, reliable and cost-effective solution to the downfalls of passive inflow control, this device works to: ● delay the flow of unwanted fluids such as water and gas into the horizontal wellbore. ● increase reliability through design simplicity.

● ● ● ● ● ●

Летняя осадка: (B-60) 10,52 м. Летняя осадка:(B-100) 11,04 м. Глубина воды под главной палубой: 16,00 м. Грузоподъемность (B-100): 117,000 мт. Предполагаемая скорость: 14 узлов. Класс DNV.

* Оснащено съемным корпусом.

Автономное устройство управления притоком EquiFlow® Операторы предпочитают бурить горизонтальные стволы скважин при разработке узких нефтяных пластов, поскольку это позволяет максимально приблизиться к продуктивной зоне. При этом, когда газ и (или) вода попадают в ствол скважины или продукт неравномерно распределяется в результате перепада давления в трубопроводах, операторы используют автономное устройство управления потоком EquiFlow® (AICD) компании Halliburton. Это простое, надежное и экономичное решение для обеспечения контроля над пассивным притоком.

High-quality Pressure Measurements in All Reservoir Testing Environments The high-resolution ultra HPHT Schlumberger Signature* quartz gauges provide precise, reliable pressure measurements in the most extreme environments. Utilizing ceramic multichip components bonded onto a single substrate, the gauges can withstand pressures up to 30,000 psi at temperatures of 410 F, all the while delivering high-resolution pressure measurements at recording rates as fast as 0.1 sec.

Signature quartz gauges deliver continuous high-resolution pressure measurements in all operating conditions.

Ceramic-based electronics and proprietary battery design provide reliable performance in high-temperature environments.

Durable, robust packaging resists high pressures and shock.

Flexible acquisition rates and large memory capacity easily accommodate long-duration tests. *Mark of Schlumberger

Инструменты для измерения давления высокого разрешения для любых условий исследования пластов Кварцевые манометры высокого разрешения ультра-HPHT Signature* компании Schlumberger обеспечивают высокую точность и надежность измерений давления в самых сложных условиях эксплуатации. Благодаря применению мультикристаллических схем на керамической основе, установленных на единой основе, манометры выдерживают давление до 30 000 psi при температуре 410°F (210 °C), обеспечивая при этом точное измерение давления с высоким разрешением и скоростью фиксации 0,1 с. Кварцевые манометры Signature гарантируют измерение давления с высоким разрешением при любых условиях эксплуатации. Электронные элементы на керамической основе и аккумуляторная батарея запатентованной конструкции обеспечивают высокую надежность измерений при высокой температуре. Прочный и надежный корпус противостоит воздействию высокого давления и динамических нагрузок. Гибкость инструментов сбора данных и большой объем памяти позволили успешно пройти испытания на выносливость. *Торговая марка Schlumberger

Directional Liner Drilling System Tesco’s patented Liner Drilling System enables you to simultaneously drill a directional wellbore and run the liner in a single trip while always having the option to set the liner in tension anywhere in the parent casing and the ability to retrieve the BHA without having to pull the liner the surface.

Система направленного бурения с хвостовиком Запатентованная система направленного бурения с хвостовиком компании Tesco позволяет одновременно произвести направленное бурение ствола скважины и выполнить однократный проход хвостовика, сохраняя при этом возможность установить хвостовик с натяжением в любой точке обсадной колонны и удалить забойную компоновку бурильной колонны, не извлекая хвостовик на поверхность.

14

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

Oil&GasEURASIA

SOURCE / ИСТОЧНИК: HALLIBURTON

№5 Май 2012

● AICD use minimizes undesired fluid production. ● Применение AICD обеспечивает минимальный приток нежелательных жидкостей. ● minimize undesired fluid production. ● balance production through the interval. ● help increase recoverable reserves and extend well production. ● reduce cost and risk of handling unwanted fluid at surface.

The EquiFlow AICD utilizes innovative dynamic fluid technology to differentiate between fluids flowing through it in order to maximize oil production.

The AICD works initially like a passive ICD, yet it restricts the production of water and gas at breakthrough to minimize water and gas cuts dramatically. It has no moving parts, does not require downhole orientation and utilizes dynamic fluid properties to direct fluid flow.

Product features include: ● Operates autonomously. ● Contains no moving parts, electronics, or connections to the surface. ● Requires no intervention. ● Will cease flow restriction if unwanted fluid recedes. ● Designs available to produce oil and restrict either water or gas. ● Utilizes innovative dynamic fluid technology to direct flow. ● Functions as a standard ICD prior to water/gas breakthrough.

Each Device Functions Independently for Precise Response to the Reservoir Reelwell receives OTC Spotlight Award 4th time consecutively May 2012, Reelwell receives the OTC Spotlight Award the 4th year in a row. This year the award acknowledges the Reelwell Downhole Isolation System (RDIS), whereas previous years the award went to Reelwell Drilling Method (2009), the Reelwell Telemetry System (2010) and the Reelwell Multi Gradient System (2011).

This year’s winning system provides double barrier elements for use in a Dual Drill String (DDS) arrangement.

The RDIS enables unlimited number of open/close operations providing downhole isolation of the well whenever required, and provides a unique solution for improving safety and reliability during DDS drilling operations. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Устройство обладает следующими функциональными свойствами: замедляет приток таких нежелательных жидких ком● понентов, как вода и газ в горизонтальных стволах скважин; ● повышает надежность, не усложняя конструкцию; ● минимизирует приток нежелательных жидкостей; ● регулирует дебит во время всего срока эксплуатации скважин; ● повышает объемы извлекаемых запасов и эффективности эксплуатации скважин; ● снижает затраты и риск попадания нежелательных жидкостей на поверхность. Устройство EquiFlow AICD основано на инновационной технологии динамического управления потоком для дифференциации жидкостей, проходящих через устройство, и увеличения объемов добычи нефти.

AICD работает по принципу пассивного ICD. Устройство позволяет сократить до минимума процент попадания воды и газа в поток. Конструкция не содержит движущихся частей и не требует направления внутри ствола. Система использует динамические свойства жидкости для направления потока.

Свойства изделия: ● автономный принцип работы; ● отсутствие движущихся или электронных систем и подключений к устройствам на поверхности; ● отсутствие необходимости технического обслуживания; ● прекращение ограничения потока при уменьшении объема нежелательных жидкостей; ● повышение объемов добычи нефти благодаря уменьшению содержания воды или газа; ● применение инновационной технологии динамичного управления для направления потока; ● функционирование в качестве стандартного ICD до поступления воды (газа).

Более точная адаптация к специфическим свойствам пласта благодаря автономной работе каждого устройства Reelwell в четвертый раз подряд получает премию OTC Spotlight Award В мае 2012 года компания Reelwell в четвертый раз подряд получила премию OTC Spotlight Award. В этом году премии удостоилась система изоляции скважин Reelwell Downhole Isolation System (RDIS), а ранее – метод бурения Reelwell Drilling Method (2009), телеметрическую систему

SOURCE / ИСТОЧНИК: REELWELL

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

15

#5 May 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Reelwell Telemetry System (2010) и систему Reelwell Multi Gradient System (2011). Система-победитель этого года позволяет создать двойные барьеры для системы Dual Drill String (DDS). RDIS позволяет выполнить неограниченное количество операций по открытию/закрытию для изоляции ствола скважины при необходимости, а также повысить безопасность и надежность при выполнении бурения с применением DDS. RDIS гарантирует прерывание обратного потока над нижней частью бурильной колонны (BHA). Тем самым обеспечивается двойная изоляция ствола скважины при необходимости, например, во время подключения. Уникальная конструкция позволяет установить две или более систем RDIS на DDS. Каждая RDIS представляет собой отдельный барьер для ствола скважины, который изолирует оборудование на поверхности от скважины, таким же образом, как и системы BOP для ствола скважины. В результате повышается уровень безопасности при выполнении бурения под управляемым давлением или бурения с отрицательным дифференциальным давлением. Новый способ выполнения операций DDS обеспечивает соответствие требованиям по безопасности, устанавливаемым применяемыми нормативными актами, что раньше было невозможно. Это очень важно при выполнении морских операций и бурении на большой глубине, чтобы уменьшить уровень опасности во время выбросов. Метод бурения Reelwell с применением RDIS, DDS и стандартной BHA открывает новую эру в области исследований труднодоступных пластов и позволяет увеличить добычу на базе существующих платформ и инфраструктуры.

The RDIS enables the return flow to be closed downhole above the Bottom Hole Assembly (BHA) providing a double downhole isolation of the well when required, e.g. during connections. The unique design enables installation of two or more RDIS in series in the DDS. Each RDIS provide a separate barrier element downhole and isolate the surface equipment from the well, similar to a downhole BOP. The result being increased safety particularly when performing Managed Pressure Drilling or Under Balanced Drilling operations.

With the new design DDS operations can now be performed within the safety requirements of governing regulations, something that was not possible before. This is of particular importance in offshore and deep water drilling reducing the risk for blowouts. Using the Reelwell Drilling Method with RDIS, the DDS and standard BHA a new era in extreme extended reach application can start reaching more reserves from existing platforms and infrastructure.

High Build Rate Rotary Steerable System PowerDrive Archer* is the unique RSS from Schlumberger that delivers high build rate well profiles previously only possible with motors – yet with the ROP and wellbore quality of a fully rotating RSS. This revolutionary, fully rotating RSS repeatedly and consistently delivers high build rates from any inclination – in field trials more than 17°/100 feet.

SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

● PowerDrive Archer*can drill complex 3D wells from shoe to shoe. ● PowerDrive Archer* может бурить скважины со сложной трехмерной траекторией ствола.

16

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

Роторная управляемая система с высоким темпом набора кривизны ствола скважины Система PowerDrive Archer* представляет собой уникальную роторную управляемую систему компании Schlumberger, которая обеспечивает такой высокий темп набора кривизны ствола скважины, который прежде можно было достичь только при помощи двигателей, причем по скорости проходки и качеству ствола скважины она не уступает полностью поворотным роторным управляемым системам. Такая революционная система стабильно обеспечивает высокий темп набора кривизны ствола скважины при любом наклоне – во время полевых испытаний скорость набора кривизны превысила 17°/100 фут. Роторная управляемая система PowerDrive Archer обеспечивает полную управляемость даже при высокой скорости вертикальной проходки независимо от геологических особенностей или профиля скважины, благодаря чему повышается эффективность вскрытия пласта. Новая система может бурить скважины со сложной трехмерной траекторией ствола, а также производить зарезку необсаженных боковых стволов при любых углах наклона скважины. Роторная управляемая система PowerDrive Archer RSS была создана на основе хорошо зарекомендовавшей себя технологии PowerDrive X6 RSS, которая позволяет расширить рабочий диапазон при выполнении бурения в сложных условиях. Все внешние компоненты вращаются, что снижает риск механического или дифференциального прихвата, а Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

The PowerDrive Archer high build rate RSS provides full directional control at high ROP whatever the geology or well profile – to land in the reservoir sooner.

The system can drill complex 3D wells from shoe to shoe and openhole sidetrack at any point. PowerDrive Archer RSS is built on the proven and reliable technologies of PowerDrive X6 RSS, which increases the operating envelope for more challenging drilling environments.

All external parts rotate, which reduces the risk of mechanical or differential sticking and improves wellbore quality for easier well completion.

This RSS maintains verticality to a greater depth, even in high-dipping formations. And in horizontal sections, it can drill through hard, interbedded formations at high angles of incidence. *Mark of Schlumberger

New Versabar Lift Device: The Claw

также улучшает качество ствола скважины, облегчая процесс ее заканчивания. Роторная управляемая система сохраняет вертикальное положение до большой глубины даже в крутопадающих пластах, а на горизонтальных участках система способна пройти через сложные перемежающиеся пласты при высоких углах наклона. *Торговая марка Schlumberger

Claw – новый подъемник компании Versabar Claw, новый подъемник компании Versabar, который будет использоваться вместе с подъемной системой VB 10,000, был разработан и создан всего за девять месяцев. Эта конструкция позволяет в значительной мере сократить время пребывания водолазов под водой при выполнении морских спасательных операций. Claw состоит из двух одинаковых сборочных конструкций, по одной для каждого портала подъемного крана VB 10,000. Устройства работают автономно, при этом они могут работать и в тандеме для двойного захвата. Claw выполняет основные операции под водой: демонтаж поврежденных верхних сооружений платформы и установка на специальные подвесы, которые затем опускаются на морское дно рядом с погруженными верхними сооружениями. Claw был изготовлен на заводе Gulf Marine Fabricators в г. Инглсайд, штат Техас, где конструкция прошла функциональные и нагрузочные испытания с целью проверки функциональных возможностей оборудования до установки на рабочем месте.

● Damaged platform topsides can be retrieved with Claw. ● Claw может выполнять демонтаж поврежденных верхних сооружений платформы.

SOURCE / ИСТОЧНИК: VERSABAR

Designed and built in just nine months as a solution for reducing diver exposure time in offshore salvage operations, the Claw is Versabar’s new lift device to be used in conjunction with the VB 10,000 lift system. The Claw consists of two identical assemblies, one for each gantry of the VB 10,000. Each operates independently, but can be used in tandem for a double claw lift. The Claw will perform most of it’s work underwater, retrieving damaged topsides and placing them on custom engineered baskets that have been lowered to the sea floor adjacent to sunken topsides. The Claw was assembled at Gulf Marine Fabricators in Ingleside, TX where it also underwent a series of function and load tests to ensure all of its key were functioning properly prior to its deployment.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

17

TMK Targets Shale and Offshore on the American Market ТМК завоевывает премиальный трубный рынок

Material is provided by the TMK Материал предоставлен TMK

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЁТР ДЕГТЯРЁВ

№5 Май 2012

R

ussian consumers have long become used to the fact that local products fall seriously behind their Western counterparts in terms of quality. A common person would prefer a Western-made car, equipment or machines. TMK poses a challenge to stereotypical mentality and expands business not only in Russia, but also outside the country, by launching premium-class pipe products for the leading sites of global oil and gas production. The OGE correspondent Elena Zhuk has interviewed the TMK Vice-President in charge of strategy and development Vladimir Shmatovich about construction in Edmonton, Canada, of an ULTRA production-service line for premium-class pipeline tapping, which can be used for shale gas production, shipment of casing pipes of the High Collapse series produced by Zarubezhneft for offshore fields development in Latin America, and other successful areas of the company development.

ПРОИЗВОДСТВО ТРУБ

C

равнение качества отчественной продукции с качеством товаров западных производителей не в пользу первой давно стало частью менталитета российского потребителя. Обыватель с радостью отдаст предпрочтение автомобилю, оборудованию или станкам, выпущенным на западе. Трубная Металлургическая Компания (ТМК) бросает вызов стеретипному мышлению и расширяет бизнес не только в России, но и за рубежом, выпуская премиальную трубную продукцию для наиболее передовых участков мировой нефтегазодобычи. О строительстве в канадском Эдмонтоне производственно-сервисной линии по нарезке премиальных соединений ULTRA, используемых при добыче сланцевого газа, отгрузке обсадных труб серии High Collapse компании «Зарубежнефть» для освоения офшорных месторождений Латинской Америки и других успешных направлениях развития компании корреспонденту НГЕ Елене Жук рассказывает заместитель генерального директор ТМК по стратегии и развитию Владимир Шматович.

Нефть и газ Евразия: Владимир Владимирович, уточните пожалуйста, какова доля продукции, предназначенной для нефтегазового сектора, в общем объеме трубной продукции ТМК?

PHOTO / ФОТО: TMK

Владимир Шматович: С самого основания ТМК ориентировалась на предприятия нефтегазового комплекса, и сегодня они наши ключевые клиенты – порядка 70% потребителей. Для этого сегмента предназначена наша основная продукция: нарезные трубы (ОCTG) для добычи углеводородов на суше и в море, в том числе с премиальными резьбовыми соединениями, трубы большого диаметра для транспортировки нефти и газа, продукция для эксплуатации месторождений и магистральных трубопроводов. В то же время ТМК продолжает развивать производство продукции для энергетики, в том числе атомной, судостроения, авиастроения, сельского хозяйства, машиностроения, строительной сферы и ЖКХ. В правильности выбранной стратегии мы убедились и в кризисные годы, когда именно нефтегазовый сегмент демонстрировал наибольшую устойчивость. Сегодня ТМК – один из ключевых игроков мирового трубного рынка. Три года подряд ТМК занимает первое место в мире по объемам отгрузки, обладая значительной долей во всех высокодоходных сегментах трубного рынка.

Oil&Gas Eurasia: Vladimir, could you specify the share of oil and gas sector goods in TMK piping output?

Vladimir Shmatovich: TMK focused on oil and gas companies from the very beginning; today they are our key customers, forming about 70 percent of the client list. Our major products specifically target oil and gas segment: oil country tubular goods (OCTG) for hydroНефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: Изменился ли ассортимент продукции для ТЭК за последние несколько лет? Если да, то как это было связано с требованиями рынка? Шматович: Условия добычи углеводородов усложняются. Эра «легкой» нефти подходит к концу. Новые месторождения разрабатываются на шельфе, в труднодоступных и геологически сложных регионах, в суровых климатических зонах, в том числе в вечной мерзлоте. Требования к качеству труб значительно возросли. Нефтяные и газовые компании требуют от производителей не просто надежной продукции, но уникальной, специфичной, с конкретным набором свойств. ТМК гибко реагирует на эти изменения

19

#5 May 2012

PHOTO / ФОТО: TMK

TUBING PRODUCTION

● ТМК oil country tubular goods (OCTG) are in use in Yurkharovskoye

field. ● Трубы OCTG на Юрхаровском месторождении.

спроса и осваивает подчас эксклюзивные продукты для каждой отдельной скважины.

carbon production on- and offshore, including pipes with premium connections, LDP for oil and gas transportation, products for field development and for trunk pipelines.

At the same time, TMK continues to develop its manufacturing for power industry, including nuclear power, shipbuilding, aircraft engineering, agriculture, heavy engineering, construction and public utilities sector.

The chosen strategy was proved correct by the crisis years, when precisely oil and gas segment showed the greatest strength. Today, TMK is one of the key players in the global tubular market. For past three years TMK has been the top global pipe shipper, with a significant share in all high-yield segments of the pipe market.

OGE: Has your product range for power industry changed much over the past few years? If so, how is it linked to the market demand?

Shmatovich: Hydrocarbon production is becoming increasingly complex. The age of “easy oil” is coming to an end. New fields are springing up on the shelf, in the

20

НГЕ: Расскажите, пожалуйста, о новых видах продукции, которые компания предложила рынку за последний год? Шматович: Мы стараемся работать на опережение, ориентируясь на перспективные ожидания потребителей. Так, в прошлом году ТМК освоила производство теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ), которые характеризуются уникальной системой теплоизоляции и могут успешно выдерживать условия вечной мерзлоты. В конце прошлого года мы отгрузили Газпрому опытнопромышленную партию насосно-компрессорных ТЛТ с премиальными соединениями для Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения и в этом году переходим к их коммерческой поставке. Интерес к нашей новой продукции проявили и другие крупные компании. В 2012 году планируется произвести и отгрузить около 9 тыс. погонных метров ТЛТ. Большая часть премиальной продукции ТМК является импортозамещающей для российского рынка и не уступает по качеству мировым аналогам. Это, в том числе, трубы из сталей мартенситного класса, содержащих хром, применяемые в условиях высокоагрессивных сред, где присутствуют сероводород и диоксид углерода. На российских заводах ТМК освоено производство обсадных и насосно-компрессорных труб из стали 13 Cr с премиальными соединениями TMK GF, TMK FMT. Первые партии новых коррозионностойких труб были поставлены «Газпрому» и «Роснефти». Также «Газпрому» была отгружена опытнопромышленная партия обсадных труб с соединением ТМК GF из стали суперхром, легированных никелем и молибденом, в хладостойком исполнении. ТМК – единственная в России компания, которая предлагает рынку высокогерметичные резьбовые соединения премиального класса. В компании разработана российская линейка премиальных соединений семейства ТМК. В США и Канаде получила широкое распространение группа соединений под брендом ULTRA, которая производится на предприятиях американского дивизиона – ТМК IPSCO. В прошлом году линейка премиальных резьб семейства ТМК пополнилась новинками: TMK CWB – для обсадных труб и TMK PF – для насосно-компрессорных труб. Особенности новых конструкций резьбовых соединений связаны с возможностью их использования в новейших технологиях бурения и добычи. В рамках кооперации внутри премиального дивизиона компании на Орском машиностроительном заводе освоено производство американской резьбы ULTRA. Это позволит улучшить предложение ТМК для российских нефтегазовых компаний. Помимо сортамента продукции нефтегазового назначения ТМК развивает производство труб для других высокотехнологичных отраслей. В частности, в рамках совместного с РОСНАНО предприятия ТМК-ИНОКС компания выпускает прецизионные трубы из нержавеющих сталей и сплавов с применением нанотехнологий при обработке металла. Они востребованы в атомной промышленности, авиастроении, промышленности высоких технологий.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

remote and geologically complex regions and in harsh climate zones, including in the permafrost. Quality requirements for pipes are much tighter now. Producers must supply oil and gas companies with the product that is not only reliable, but also unique, tailored, with a specific set of properties. TMK dynamically responds to the changing demand, at times developing exclusive products for each individual well.

OGE: Could you tell us on new products offered by the company over the past year?

Shmatovich: We try to anticipate the market, focusing on long-term trends.

For example, last year TMK has mastered the production of vacuum insulated tubing (VIT) with its unique system of thermal insulation that can successfully counter permafrost conditions. In the fall of 2011 we shipped to Gazprom a pilot batch of premium-threaded VITs for Bovanenkovo oil and gas condensate field; tests were successful, this year we’re starting commercial supply of these pipes. Other key market players also interested in our new product – in 2012 we plan to produce and ship approximately 9,000 linear meters of VIT. Most of TMK premium products for domestic market match global analogues and are used by Russian companies as import substitutes. This applies also to pipes made from martensite-ferrite chrome-containing steels (these are used in highly aggressive environments containing hydrogen sulfide and carbon dioxide). Russia-based TMK plants started commercial production of casing and production strings made of 13 Cr steel with premium threads TMK GF and TMK FMT. First batch of new corrosion-resistant pipes was shipped to Gazprom and Rosneft. Also, Gazprom has received a pilot batch of superhrome steel cold-resistant casing pipes with TMK GF threads, alloyed with nickel and molybdenum.

TMK is the only Russian company offering premium class gas-tight connections. The company has developed a Russian line of TMK-series premium threads. The ULTRA brand of threads produced at TMK IPSCO, TMK division in the Americas, gained wide recognition in the US and Canada.

Last year, the family of TMK premium threads has received new entries: TMK CWB for casing and TMK PF for production pipes. Properties of the new connections are linked to their usage with the latest drilling and production technologies. Cooperation between the divisions led to Orsk plant mastering the manufacture of the ULTRA thread. This will improve TMK range offered for Russian oil and gas companies.

Along with products for oil and gas segment TMK manufactures pipes for other high-tech industries. In particular TMK-INOX, a joint enterprise with State Corporation Rosnanotech, uses nanotechnology for manufacturing stainless steel and alloyed precision pipes. Such pipes are in demand in the nuclear industry, aircraft engineering, high tech industries.

OGE: What companies are your key customers?

Shmatovich: TMK has built lasting relationships with all major Russian oil and gas companies. For domestic oil producers, TMK is the undisputed leader of the pipe market. Our products are used by Gazprom, Rosneft, TNK-BP, Surgutneftegaz, LUKOIL, Novatek, “SPD N.V.” and others. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПРОИЗВОДСТВО ТРУБ

НГЕ: Какие компании можно назвать в числе крупных клиентов ТМК? Шматович: ТМК выстроила долгосрочные отношения со всеми крупными нефтегазовыми компаниями в России. Для отечественных нефтяников ТМК – безусловный лидер среди поставщиков труб. Нашу продукцию используют «Газпром», «Роснефть», ТНК-ВР, «Сургутнефтегаз», «ЛУКОЙЛ», «НОВАТЭК», «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» и другие. НГЕ: Сегодня компания развивает не только производственный сегмент, но и сервисный. Какие услуги она осуществляет? Шматович: Наше предложение для нефтегазовых компаний – комплексное. Оно подразумевает как поставки труб, так и сервисное и пост-сервисное сопровождение продаж. Мы контролируем весь процесс приемки продукции, наши специалисты обязательно присутствуют на первом спуске колонны. Премиальная резьба – высокотехнологичная продукция, которая требует определенных знаний в работе с ней. Мы обучаем персонал сервисных компаний, отслеживаем правильность эксплуатации и параметры для обеспечения возможности ремонта. Также мы обеспечиваем комплектование колонны необходимым оборудованием – переводниками, патрубками и прочими дополнительными аксессуарами. Наш потребитель получает все и сразу с гарантией качества и последующего обслуживания. Мы также можем самостоятельно осуществлять весь комплекс работ под ключ. НГЕ: Известно, что ТМК успешно ведет бизнес и в западном полушарии. В частности, в марте началось строительство новой производственной площадки по выпуску труб с премиальными резьбовыми соединениями ULTRA и сервисному обслуживанию в г. Эдмонтон (Канада). Каковы перспективы этого направления? Шматович: История компании IPSCO, американские трубные активы которой ТМК купила в 2008 году, берет начало в Канаде, так что это не вновь открываемый рынок для ТМК IPSCO. Самостоятельный офис продаж TMK IPSCO работает в Канаде с 2010 года, в городе Калгари, и реализует трубы нефтегазового сортамента. Строительство же новой производственной линии в городе Эдмонтоне ТМК начала в 2012 году. Здесь будет осуществляться нарезка полного спектра премиальных резьбовых соединений семейства ULTRA. Также заказчикам будут предоставлены сопутствующие сервисные и ремонтные услуги. На канадском рынке продолжается активное освоение нетрадиционных газовых и нефтяных месторождений, что ведет к повышению спроса на премиальные резьбовые соединения. Новые мощности TMK IPSCO в Эдмонтоне имеют стратегически важное расположение в непосредственной близости от мест нетрадиционной добычи углеводородов. Обеспеченное железнодорожной инфраструктурой новое производство обеспечит быстрый отклик TMK IPSCO на нужды заказчиков в бурильном и дополнительном оборудовании. Сейчас линейка безмуфтовых премиальных соединений ULTRA занимает значительную долю рынка премиальных соединений, применяемых при добыче сланцевого газа. Интенсивное развитие добычи сланцевого газа на североамериканском континенте способствует

21

TUBING PRODUCTION

#5 May 2012

PHOTO / ФОТО: TMK

● Running TMK tubing in the Yuri Korchagin field. ● Cпуск труб ТМК на месторождении им Ю Корчагина.

OGE: The company is also developing its servicing arm.

What servicing do you provide?

Shmatovich: We offer complex solution for oil and gas companies. It implies pipe supply, servicing and postservice support.

We control the entire acceptance chain, our experts are always present at the first landing of the string. Premium thread is a high-tech product and requires some handling knowledge. We train the personnel of servicing companies to work with this premium segment, to monitor the correct performance and parameters to ensure timely repairs. We also provide the required equipment – adapter bushing, sockets and other optional accessories for well strings. In other words, our clients get everything they want, get it right now, with added perk of guaranteed quality and subsequent maintenance service. We can provide turnkey projects, too.

OGE: TMK is successful on the other side of the Atlantic.

We know that in March you started construction of a new servicing and production facility for pipes with premium ULTRA threads in Edmonton (Canada). What are the prospects?

Shmatovich: In 2008 TMK acquired assets of IPSCO, Canadian pipe maker, so this market is not entirely unfamiliar for TMK IPSCO. Opened in 2010 TMK IPSCO’s sales office in Calgary (Canada) successfully sells oil and gas pipes. In 2012 we started construction of a new production line in Edmonton. The facility will produce full range of premium ULTRA threads. The customers will also be able to order associated servicing and repair options. In Canada, producers are actively engaged in development of unconventional oil and gas fields, which means higher demand for premium connections. New TMK IPSCO facility in Edmonton is placed in a strategic location in close proximity to such unconventional fields. Installed at the new facility railway infrastructure will ensure a quick response to the demands of TMK IPSCO customers for drilling and supplementary equipment.

Currently the ULTRA line of flash-joint premium threads takes up significant share of the market of premium connections used in shale gas production. Intensive development of shale gas production in North America contributes to higher demand for this high-tech product, allowing TMK to boost the volume of shipments. This led to further TMK investments in expanding the capacity for ULTRA premium threads production. In 2010 the company built a new premium-thread pipe production facility in Brookfield (Ohio); a year later the company had to install a second line due to high demand.

OGE: What offshore projects the company has joined?

Why shipment of Russia-made pipes with premium joints to Latin America is a unique experience?

Shmatovich: TMK pays due attention to offshore drilling. The company supplied its premium products for such projects as Korchagin field in the Caspian Sea (LUKOIL), “White Cat” and “ White Tiger” offshore fields in Vietnam (Zarubezhneft).

At Yurkharovskoye gas condensate (NOVATEK) we run two unique string landings. In both cases, the wells

22

росту спроса на эту высокотехнологичную продукцию и позволяет ТМК увеличивать объемы ее отгрузки. Это послужило предпосылкой для дальнейших инвестиций TMK в расширение мощностей по нарезке премиальных соединений ULTRA. В 2010 году было построено новое предприятие в городе Брукфилде (штат Огайо) по производству труб с премиальными резьбовыми соединениями, а в 2011 году в связи с ростом спроса на производимую продукцию здесь была пущена уже вторая нарезная линия.

НГЕ: В каких шельфовых проектах участвует компания? В чем уникальность опыта отгрузки труб с российскими премиальными резьбовыми соединениями ТМК в Латинскую Америку? Шматович: Развивая деятельность в актуальном направлении морского бурения, ТМК осуществила отгрузку своей премиальной продукции для таких проектов как: месторождение им. Ю. Корчагина в Каспийском море для «ЛУКОЙЛа», морские месторождения «Белая кошка» и «Белый тигр» во Вьетнаме для «Зарубежнефти». На Юрхаровском нефтегазоконденсатном месторождении компании «НОВАТЭК» были проведены уже два уникальных спуска. В обоих случаях в скважины спускалась колонна обсадных труб с соединениями ТМК PF – с берега Карского моря и под его дно. Первая колонна была спущена на глубину 5 км. Второй спуск был еще сложнее – трубы ушли на глубину 5 786 м. Из них около 3 км пришлось на вертикальную оншорную часть скважины, остальное – на горизонтальную подводную. Недавно ТМК отгрузила российской государственной нефтяной компании «Зарубежнефть» партию обсадных труб группы прочности ТМК-140НС специальной серии High Collapse (стойкие к внешнему сминающему давлеOil&GasEURASIA

№5 Май 2012

received casing strings with TMK PF threads – from the Kara Sea coast and under the sea bottom. The first column was lowered to a depth of 5 km. The second landing was even more complex – the pipe went down for 5,786 meters. Of these, about 3,000 meters was the vertical onshore section, the rest – horizontal underwater section.

TMK recently supplied Russia’s state oil producer Zarubezhneft with casing pipes of TMK-140NS strength group (special High Collapse series resistant to external collapsing pressure) and TMK PF premium gas-tight threaded joints. This kind of product is intended for deep and ultradeep horizontal wells and will be used to develop offshore fields in Latin America.

TMK opportunities to join offshore projects improved after the company successfully certified its premium threads to ISO 13679 standard at the highest CAL IV level. This certificate is a ticket to the Ivy League of the leading global suppliers of pipe products for on- and offshore projects on complex drilling and hydrocarbons production. Our connections TMK PF and TMK PF ET for casing, TMK PF for tubing, as well as ULTRA-QX connections of the North America division have already been certified to this standard.

OGE: What steps are being taken to modernize the production?

Shmatovich: From 2004 TMK had poured some $2.5 billion into its production assets. All production stages have been modernized. To date, larger part of the strategic investment program has been completed.

In the next two years the company will investment in completing its two major construction projects – 950,000ton electric steelmaking facility at TAGMET and 600,000ton high-tech production line for seamless pipes with a continuous FQM mill at the STZ plant.

We’re also actively engaged in modernization of technology and equipment for finishing, QA and product testing so as to meet customer requirements for quality of the pipes. At the VTZ plant we plan to modernize the finishing line for casing and “plain” pipes, and the NDT unit. Here TMK will also optimize the production of large-diameter longitudinal welded pipes – for better productivity, expansion of LDP range and complying with the standards and customer specifications. At SinTZ the company will improve the quality of oil country pipes by introducing new and upgrading the existing NDT lines and threading machines, installing new hydraulic press for pipe testing and a new coupling makeup and coupling sleeve equipment.

The project of R&D Center in Houston is also crucial to the company. The building is already completed, now TMK is acquiring and installing laboratory equipment for testing. This year the center is scheduled to go online, obtaining accreditation for the certification of the premium-class connections. The company also plans to invest into expanding production capacity of TMK IPSCO facilities in the United States. The European division of the company is expanding the sales of high market value products. Last year TMK-ARTROM launched a program of events aimed at boosting the production volume of hardened and tempered alloy-steel industrial pipes and cold-rolled pipes.

Implementation of all planned projects will result in using modern technologies for the entire production cycle. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПРОИЗВОДСТВО ТРУБ нию) и высокогерметичными резьбовыми соединениями премиум-класса ТМК PF. Этот вид продукции предназначен для обустройства глубоких и сверхглубоких горизонтальных скважин и будет использоваться для освоения офшорных месторождений Латиноамериканского региона. Возможности ТМК по участию в офшорных проектах расширяются благодаря прохождению квалификации премиальных резьб на соответствие стандарту ISO 13679 на самом высоком уровне CAL IV. Наличие данного сертификата – это входной билет в пул ведущих глобальных поставщиков трубной продукции как для оншорных, так и офшорных проектов по сложному бурению и добыче углеводородов. Мы уже сертифицировали по этому стандарту соединения TMK PF и ТМК PF ET для обсадных труб, TMK PF для насосно-компрессорных труб, а также соединение американского дивизиона компании ULTRA-QX.

НГЕ: Какие шаги предпринимаются компанией в области модернизации производства? Шматович: C 2004 года ТМК вложила в развитие своих производственных активов около $2,5 млрд. Модернизации подверглись все этапы производства. На текущий момент основная часть стратегической инвестиционной программы завершена. В ближайшие два года инвестиции будут направлены на окончание строительства двух крупнейших объектов – электросталеплавильного комплекса на ТАГМЕТе мощностью 950 тыс. т заготовки в год и высокотехнологичной линии по производству бесшовных труб с непрерывным станом FQM на СТЗ мощностью 600 тыс. т. Вместе с тем, мы активно работаем над вопросами модернизации технологий и оборудования для финишной отделки, контроля и испытаний продукции, чтобы максимально удовлетворять требования заказчиков по качеству труб. На ВТЗ предстоит реконструировать линии финишной отделки обсадных и «гладких» труб, установки неразрушающего контроля. Также здесь оптимизируется производство прямошовных сварных труб большого диаметра с целью увеличения производительности, расширения сортамента ТБД и выполнения требований стандартов и спецификаций заказчиков. На СинТЗ, чтобы повысить качество труб нефтяного сортамента, внедряются новые и модернизируются существующие линии неразрушающего контроля, трубонарезные станки, устанавливается современный гидропресс для испытаний труб, новое муфтонаверточное и муфтонарезное оборудование. Важнейший проект TMK – научно-исследовательский центр в г. Хьюстон (США). Здание центра уже построено, сейчас идет закупка и монтаж лабораторного оборудования для проведения испытаний. В этом году планируется ввести центр в полном объеме и получить аккредитацию на право сертификации резьбовых соединений премиального класса. Также инвестиции будут направлены на расширение финишных мощностей на предприятиях ТМК IPSCO в США. Европейский дивизион наращивает долю продаж продукции с высокой добавленной стоимостью. В прошлом году в ТМК-ARTROM стартовала программа мероприятий, направленных на увеличение объемов производства труб промышленного назначения из легированной стали, прошедших закалку и отпуск, а также холоднодеформированных труб. Результатом реализации намеченных проектов должно стать применение современных технологий на всем производственном цикле.

23

TUBING PRODUCTION

Pipe Producers Invested in Modernization, Market Demand to Drop in 2012 Трубники модернизировали производство, но на рынке в 2012 году ожидается снижение спроса Article written by OGE staff from materials supplied by Pipe IndustryDevelopment Fund (PIDF)

2011

was the record-breaking year for the industry, with pipe producers exceeding their 2007 pre-crisis production levels (9.93 million tons of pipes shipped to the market estimated at 10.33 million tons). As the statistics show, market demand for pipes grew 5 percent in trunk pipelines segment but edged down 6.2 percent in energy industry.

In 2012 the pipe demand in energy segment is expected to fall, too. Segment recovery (or even excess demand) is feasible by 2014, says PIDF director Alexander Deineko.

At the same time, so far (for the first two months of 2012) the OCTG market has been steadily climbing – near-term market trend may be defined as “sustained growth”.

The growth of OCTG market will be driven by the strategic pipelines scheduled to come online till 2015: the South Stream, Bovanenkovo – Ukhta, Yakutia – Khabarovsk – Vladivostok, Shtockman. Pipe companies already have the know-how of subsea pipeline projects: for example,

Обзор подготовлен редакцией НГЕ по материалам Фонда развития трубной промышленности (ФРТП)

2011

год, по результатам которого были превышены показатели 2007 предкризисного года, стал для российских производителей труб рекордным по объему отгрузок трубной продукции, который составил 9,93 млн т при рынке в 10,33 млн т. При этом потребление в сегменте магистрального трубопроводного транспорта возросло на 5%, в ТЭК потребление труб сократилось на 6,2%. В 2012 году ожидается снижение объема рынка труб для ТЭК. По словам директора ФРТП Александра Дейнеко, восстановление (и даже превышение) спроса в этом сегменте возможно к 2014 году. В тоже время, рынок труб OCTG по итогам двух месяцев 2012 года демонстрирует устойчивый рост, и на ближайшую перспективу поведение этого сегмента трубного рынка можно охарактеризовать как стабильнорастущее. Стимуляторами роста рынка ТБД будут выступать строительство и ввод до 2015 года стратегически важных магистральных трубопроводов, таких как «Южный поток», Бованенково – Ухта, Якутия – Хабаровск – Владивосток, Штокман. У трубных компаний уже имеется опыт участия в строительстве морских газопроводов: ОМК поставила суммарно для двух ниток проекта Nord Stream около 500 тыс. т ТБД.

Реализация инвестиционных проектов трубных компаний Хорошая конъюнктура спроса на трубы, сложившаяся в 2011 году, способствовала продолжению инвестиционной деятельности российских трубных компаний. ОМК: В ноябре 2011 года на Выксунском металлургическом заводе состоялся пуск Металлургического комплекса «Стан – 5000». Объем вложенных инвестиций составил 45 млрд рублей. ТМК: Осуществлен пуск современного цеха по производству обсадных труб с премиальными резьбовыми

24

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

OMK supplied a total of 500,000 tons of OCTG for the two legs of the Nord Stream project.

Investment Projects of Pipe Producers The good pipe market in 2011 contributed to the continuing investment activities of Russian pipe companies. ОМК: In November 2011, metallurgical facility “Stan – 5000” was launched at Vyksa Steel Plant. Total investment – 45 billion rubles (about $1.45 billion). ТМК: The company launched at the Orsk Machine Building Plant a modern workshop for casing pipes with premium thread joints. The existing finishing lines are being expanded and upgraded. Two key projects, electric arc furnace at TAGMET plant and FQM continuous pipe mill at the FTZ plant, are in progress.

The company is expanding its range of high-tech products for the energy industry. Its products include the latest-technology pipes with innovative premium threads for complex projects (including offshore). TMK also devel-

ПРОИЗВОДСТВО ТРУБ соединениями на Орском машиностроительном заводе. Расширяются и модернизируются существующие финишные мощности. В стадии строительства находятся два крупнейших проекта – дуговая электросталеплавильная печь на «ТАГМЕТе» и непрерывный трубопрокатный стан FQM на СТЗ. Компания продолжает расширять сортамент высокотехнологичной продукции для ТЭК, отгружая инновационные трубы с премиальными резьбами на сложные, в том числе морские проекты. ТМК также развивает нефтегазовый сервис и участвует в спусках трубных колонн на месторождениях потребителей. ЧТПЗ: В 2011 году «Высота 239» вышла на проектную мощность. Всего по итогам года было отгружено около 450 тыс. т ТБД. Кроме того, начата программа модернизации Альметьевского насосного завода. В апреле 2011 года подписано соглашение с губернатором Свердловской области о реализации проекта по строительству образовательного центра.

Alexander Kastravets, Director of Public Relations, OMK

Александр Кастравец, директор по связям с общественностью ЗАО «ОМК»

OCTG (oil country tubular goods) business is one of the key strategic directions for the company. Last year, the company’s market share was 19 percent; OMK produced 1,026,000 tons of large-diameter pipes. Of these, 913,000 tons was shipped to domestic clients, 154,000 tons – for export.

OMK is the pipe supplier for the main strategic oil and gas pipeline projects, both domestically and overseas: Nord Stream, Sakhalin – Khabarovsk – Vladivostok, Dzhubga – Lazarevskoye – Sochi, Bovanenkovo – Ukhta, Ukhta – Torzhok, ESPO-2, BPS-2, etc.

On this market, the company’s strengths are the two modern production lines for welded OCTG and a coatings line. This ensures the widest range of pipe diameters, from 508 to 1,420 mm with wall thickness up to 48 mm, while flexible order management on the mills maximizes production profits.

OMK’s strategy on the OCTG market is to retain its leadership domestically while differentiating markets and products – namely, participation in projects for the supply of new pipe types (for example, the DNV standard for subsea pipelines), the development of imperial scale gradation range, and better sales to the CIS and overseas markets if the domestic market stagnates.

In 2011 OMK produced 24 percent of Russia’s casing pipes. In this market segment OMK stepped up its sales of pipes with high market value: extra-strength grades – by 27 percent, with bubble-tight thread VMZ-1 – by 64 percent.

In the OGP segment the VMZ plant focused on continuing the modernization of TESC-3 facility. The work is under way on developing new products for this segment, mainly using the new grades of steel produced by the LPK. In 2011 the company started its expansion on the US market: Completed the acquisition of TTS plant in Texas (the plant provides OCTG ● finishing, capacity – 150,000 per year). ● A trading company has been established. ● Construction project for a 150,000-200,000 tons per year OCTG production plant has been launched, nameplate capacity is scheduled for 2013). The new plant will use the feedstock provided by the casting and rolling mill. By 2014, this project will boost OMK’s OCTG sales on the U.S. market up to 200,000 tons.

Бизнес труб большого диаметра (ТБД) является одним из приоритетных и стратегически важных направлений для компании. В прошлом году доля компании на рынке РФ составила 19%. По итогам 2011 года ВМЗ произвел 1,026 млн т труб большого диаметра (ТБД). Поставки на внутренний рынок составили 913 тыс.т, на экспорт – 154 тыс.т. ОМК является уникальным поставщиком трубы для основных стратегических нефте- и газопроводных проектов внутри страны и за ее пределами: Nord Stream, Сахалин – Хабаровск – Владивосток, Джубга – Лазаревское – Сочи, Бованенково – Ухта, Ухта – Торжок, ВСТО-2, БТС-2 и др. К сильным сторонам компании на данном рынке относится наличие двух современных линий по производству сварных ТБД и линий покрытий. Это позволяет производить самый широкий сортамент труб диаметром от 508 до 1 420 мм с толщиной стенки до 48 мм, и за счет гибкого распределения заказов по станам максимизировать прибыль от производства продукции. Стратегией ОМК на рынке ТБД является сохранение лидирующих позиций на рынке РФ, дифференциация рынков и продуктов, а именно – участие в проектах по поставкам новых видов труб (например, по стандарту DNV для подводных трубопроводов), освоение дюймового ряда и развитие продаж на рынки СНГ и дальнего зарубежья в случае изменений на внутреннем рынке. На рынке обсадных труб РФ, по итогам 2011 года, доля ОМК составила 24%. В этом сегменте ОМК увеличила продажи труб с высокой добавленной стоимостью: повышенных групп прочности – на 27%, с высокогерметичной резьбой ВМЗ-1 – на 64%. В сегменте нефтегазопроводных (НГП) труб на ОАО «ВМЗ» основное внимание было сосредоточено на продолжении реконструкции ТЭСЦ-3. Также продолжались работы по освоению новых видов продукции для данного сегмента, основным акцентом которой было применение новых марок стали производства ЛПК. В 2011 году компания приступила к реализации проекта по расширению присутствия ОМК в США: Завершена сделка по приобретению завода TTS в штате Техас (США). TTS ● производит финишную отделку труб OCTG в объеме – 150 тыс. т в год. ● Создана торговая компания. ● Начата реализация проекта по строительству завода по производству труб OCTG, мощностью 150-200 тыс. т труб в год, который уже в 2013 году должен выйти на проектную мощность. Обеспечение сырьем нового трубного производства планируется с литейно-прокатного комплекса. Реализация данного проекта позволит ОМК увеличить объем продаж OCTG труб в США до 200 тыс. т в 2014 году.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

25

#5 May 2012

TUBING PRODUCTION

Nikolai Skorohvatov, Izhora Pipe Plant, General Director Continuous assessment of custom-

Постоянное изучение запросов и ожиданий клиентов, повышение качества

er demands and expectations, higher qual-

трубной продукции напрямую влияет на долгосрочное партнерство и участие

ity of pipe products directly affect the long-

Ижорского трубного завода в крупнейших инфраструктурных проектах ключевых

term partnership and participation of Izhora

клиентов предприятия – ОАО «Газпром» и ОАО «АК „Транснефть“». В рамках

Pipe Plant (Izhorsky Trubny Zavod, ITZ) in

отношений с «Транснефтью», в 2011 году Ижорский трубный завод производил

major infrastructure projects of key clients of

продукцию для трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан».

the company – Gazprom and AK “Transneft”.

Продукция, поставляемая «Газпрому», использовалась для строительства

For Transneft, in 2011 the Izhora Pipe Plant

магистральных газопроводов Грязовец – Выборг, предназначенного для

produced pipes for the “Eastern Siberia – Pacific Ocean” pipeline. For Gazprom, Izhoraproduced pipes were used for construction of Gryazovets – Vyborg trunk gas pipeline (for natural gas supplies to the Nord Stream pipeline and to the consumers in the

обеспечения поставок газа в газопровод «Северный поток», а также потребителям Северо-Западного региона России, Ухта – Торжок и Бованенково – Ухта, предназначенных для транспортировки газа с месторождений полуострова Ямал, а также газопровода Сахалин – Хабаровск – Владивосток, задача которого – транспортировка газа с полуострова Сахалин в Приморский край и регионы Дальнего Востока. Приоритетным по отгрузке в минувшем году для Ижорского

North-West region of Russia), Ukhta – Torzhok and Bovanenkovo – Ukhta trunk

трубного завода был проект «Бованенково – Ухта». В 2011 году туда поставлено

pipelines (for transportation of natural gas from the Yamal fields) and Sakhalin

около 250 тыс. т труб большого диаметра, что составляет примерно 50% от

– Khabarovsk – Vladivostok trunk pipeline (for gas transportation from the

общего количества отгруженной продукции. Всего для проекта «Бованенково –

Sakhalin Peninsula to the Primorye Territory and to the Far Eastern regions of the

Ухта» Ижорским трубным заводом с 2007 года было поставлено более 600 тыс.

country. Last year, the priority for for the Izhora Pipe Plant was the Bovanenkovo

т труб. В нынешнем году мы продолжаем поставки труб большого диаметра для

– Ukhta project, where the company shipped some 250,000 tons of OCTG (about

трубопроводных систем «Бованенково – Ухта» (ОАО «Газпром») и «Заполярье –

50 percent of the total shipments). From 2007, Izhora Pipe Plant shipped a total of over 600,000 tons of pipes for the Bovanenkovo – Ukhta project. This year we continue supplying large-diameter pipes for Bovanenkovo – Ukhta (Gazprom)

Пурпе» (ОАО «АК „Транснефть“»), готовимся к участию в новых проектах наших ключевых клиентов. Повышение качества продукции на предприятии обеспечивается благодаря высокому профессиональному уровню специалистов и рабочих предприятия,

and Zapolarye – Purpe (AK “Transneft”) projects, in parallel preparing to partici-

улучшению технологии изготовления, испытаний и контроля труб, а также

pate in new projects of our key clients.

совершенствованию технологического оборудования. Например, модернизации

Higher product quality is ensured by the high professional level of the compa-

механического однопозиционного экспандера – оборудования для придания

ny’s experts and workers of the enterprise, better technologies for pipe manufac-

трубе точности по величине наружного диаметра, овальности концов и др.

turing, monitoring and testing, as well as better process equipment. For example,

параметров. Установка дополнительного оборудования очистки стоков сделала

the company modernized the mechanical single-position expander (the equip-

более качественным процесс их очистки от грязи, образовавшейся после мойки

ment for precision setting of the outer diameter, tip roundness, and other parame-

труб (отслоившейся окалины, грязи, экспандерного масла и эмульсии). Кроме

ters). Installation of additional equipment for wastewater treatment ensured better

того, в минувшем году на предприятии была внедрена система менеджмента

quality of water cleaning from dirt formed after the pipe-wash (exfoliated scales, dirt, expander unit oils and emulsions). Last year the company has implemented a quality management system complying to Gazprom standard (which incorporates the best international successful business practices), as proven by certificate of conformity to the STO Gazprom 9001-2006 requirements.

качества в соответствии с требованиями стандарта ОАО «Газпром», который вобрал в себя лучшую мировую практику ведения успешного бизнеса, получен сертификат соответствия требованиям СТО ГАЗПРОМ 9001-2006. В 2012 году планируется завершить проект по модернизации участка внутреннего покрытия стоимостью более 82 млн рублей. Проект предполагает собой установку и монтаж в течение 2012 года новейшего оборудования,

In 2012 we plan to complete the inner layer area modernization project that

позволяющего увеличить производительность, улучшить качество продукции,

started in June 2011 and costs over $2.63 million. The project includes installa-

а также сократить расходы при производстве труб большого диаметра.

tion and launch of the latest equipment for higher productivity and product qual-

Реализация масштабного проекта по модернизации участка началась в июне

ity, as well as for lower costs in the production of large-diameter pipes. The last

2011 года. Осенью прошлого года на ИТЗ был проведен капитальный ремонт, в

fall the ITZ has completed capital repairs, preparing the foundation for the instal-

ходе которого был подготовлен фундамент под установку нового оборудования.

lation of new equipment. The final stage involves the installation of new equip-

Заключительный этап предполагает установку нового оборудования голландской

ment manufactured by the Dutch company Bauhuis International BV. Installation of shot-blasting machine (a unit for cleaning the pipes using a flow of pellets: removing scales, rust, providing mat surface finish) will ensure a 25 percent boost in productivity of inner coating line. We also plan to reduce the consumption of

26

Николай Скорохватов, генеральный директор ЗАО «Ижорский трубный завод»

компании Bauhuis International B.V. За счет установки дробемета (агрегата, который позволяет осуществлять обработку труб потоком дроби для их очистки – удаления окалины, ржавчины, матирования поверхности) предполагается на 25% увеличить производительность участка внутреннего покрытия, а также сократить расход дорогостоящего масла, которое используется для смазки экспандера

expensive oil used for lubrication of the expander (a tool for setting the required

(инструмента для придания трубе нужных геометрических параметров).

pipe geometry). The new unit for inner blow-out will improve the quality of treat-

Новая установка внутренней продувки позволит качественнее обрабатывать

ing inner surface of the pipes by removing dust and slag scales prior to painting.

внутреннюю поверхность труб за счет удаления пыли и окалины перед покраской.

The project also includes an induction heating unit, for fast and accurate drying of

Кроме того, в ходе работ будет установлена станция индукционного нагрева,

the pipes after painting.

которая позволит быстро и качественно высушивать трубы после покраски.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

ПРОИЗВОДСТВО ТРУБ

ops its servicing arm for oil and gas industry, helping field operators to land the acquired well strings.

Chelyabinsk Pipe - Rolling Plant: In 2011 the company’s OCTG production facility “Vysota 239” reached full production capacity, helping the CTRP to produce about 450,000 tons of large diameter pipes. Underway is the modernization program of Almetyevsk pumping plant.

The company is building an educational center, having signed a respective agreement with the governor of Sverdlovsk region in April 2011.

Overall, for the 2002–2011 the domestic producers invested in industry over $11 billion, aiding the technological breakthrough. Russian products are certified by all the world and international standards. But the 2008-2009 crisis meant that pipe producers are forced to postpone the launch of their new facilities (worth about $2.5 billion) till 2012–2014. Such facilities include the non-stop production lines for all-purpose hot-rolled pipes that can be used in oil and gas, engineering segments as well as in average construction work.

Russia’s Accession to the WTO In mid-2012 Russia joins the international trade club that covers up to 95 percent of the world trade. This will reduce the level of tariff protection for the pipe market, delaying the technological and industrial upgrade projects run by pipe companies.

Preliminary analysis of changing customs duties for the pipe industry has shown that the bulk of the obligations will come into force on Russia’s accession to the WTO. The fall (from 20-15 percent to 10-5 percent) of duty on OCTG, pipes for production, casing, drilling, pipelines will hit the industry already this year. Reduction of duty rates for other production will be phased in over the transitional period that Russia agreed with the WTO. Reduction of the current customs duties won’t result in instant growth of imports, PIDF estimates. This being said, lower protection of the domestic market after Russia’s accession to the WTO creates preconditions for growing import of pipes, including at artificially lowered prices.

In this case the Russian manufacturers will be forced to use WTO-endorsed non-tariff market protection measures (special protective, antidumping and countervailing measures).

Currently the Russian economy is affected by two concurrent factors: Russia’s accession to the WTO and the ongoing formation of the regulatory framework of the Customs Union. As you know, the tools to protect the domestic market are regulated by the legal framework of the Customs Union and, in spite of its ongoing update to WTO requirements, there remains a number of unresolved issues.

First of all this means the introduction of preliminary duties. Currently, manufacturers of the Customs Union are at a disadvantage relative to European producers. Thus, the CEC has the right to impose provisional anti-dumping Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В целом, с 2002 по 2011 годы отечественные производители инвестировали более $11 млрд, совершив за это время настоящий технологический прорыв. Российская продукция сертифицирована в соответствии со всеми мировыми и зарубежными стандартами. Но из-за кризиса 2008–2009 годов трубные компании вынуждены ввести в строй ряд объектов только в 2012–2014 годах, стоимостью около $2,5 млрд. Речь идет о запуске непрерывных производств универсальных горячекатаных труб: их можно использовать как для нефтегазового сектора, так для машиностроения и общестроительных работ.

Присоединение России к ВТО В середине 2012 года Россия присоединяется к международному торговому клубу, охватывающему до 95% мировой торговли. Данный факт снижает уровень тарифной защиты трубного рынка и отсрочивает завершение трубными компаниями технологической и производственной модернизации. Предварительный анализ изменения уровня ставок таможенных пошлин ТН ВЭД ТС для трубной отрасли показал, что основной объем обязательств вступит в силу с момента присоединения России к ВТО. Ставки пошлин на ТБД, насосно-компрессорные, обсадные, бурильные, нефтегазопроводные трубы снизятся с 20-15% до 10-5% уже в 2012 году. Снижение ставок на остальные коды будет происходить в течение переходного периода, согласованного Россией с ВТО. По оценке ФРТП, снижение действующего уровня таможенных пошлин не должно сразу привести к росту импорта. Но необходимо учитывать, что снижение уровня защиты российского рынка после присоединения России к ВТО создает объективные предпосылки для роста импорта иностранных труб, в том числе по демпинговым ценам. В этом случае российские производители будут вынуждены более активно применять разрешенные правилами ВТО нетарифные меры защиты собственных рынков (специальные защитные, антидемпинговые и компенсационные меры).

27

TUBING PRODUCTION duties no later than five working days of receipt of the request – while in the Customs Union decision-making procedures for the introduction of the provisional duties are awkward and require the research comparable to the initial duty analysis.

With this in mind the Fund has drafted and submitted its suggestions on the revision of the Customs Union Agreement on the application of special protective, antidumping and countervailing measures against third countries with regard to simplifying the introduction of provisional duties.

Exports Pipe industry is primarily focused on the domestic market, which supplies up to 80 percent of the revenue.

However, pipe manufacturers always eye up the export direction, and its importance grows in parallel with the reduction of the domestic demand.

28

#5 May 2012

Важно отметить, что на российскую экономику одновременно воздействуют два фактора: присоединение России к ВТО и продолжающееся формирование нормативной базы Таможенного союза. Как известно, инструменты защиты внутреннего рынка регулируются законодательной базой Таможенного союза и, несмотря на проводимую гармонизацию ее с требованиями ВТО, на практике остается ряд нерешенных вопросов. Прежде всего, это касается введения предварительных пошлин. В настоящее время производители Таможенного союза находятся в невыгодном положении относительно европейских производителей. Так, КЕС имеет право вводить предварительные антидемпинговые пошлины не позднее чем через пять рабочих дней с момента получения запроса, а в Таможенном союзе процедуры по принятию решения о введении предварительной пошлины являются громоздкими и требуют проведения работ по объему, сопоставимому с проведением основного расследования.

Sergei Aleshchenko, Head of Strategic Marketing Department, ChTPZ

Сергей Алещенко, начальник управления по стратегическому маркетингу ОАО «ЧТПЗ»

In your opinion, will Russia’s entry to the WTO affect the domestic pipe market? What does it hold for Russian pipe manufacturers?

The WTO exists for liberalization of international trade and regulation of trade and political relations. WTO rules dictate equal access of the global market players, that is, manufacturers of all WTO members are now able to freely come to Russia. Earlier the state used several methods to support the domestic producers – but now it will have to start reducing, for example, import duties, eventually abolishing them altogether – and this is a “green light” to foreign competitors. In this tough competition with foreign producers only the optimal ratio “price – quality – delivery time” will be able to protect any domestic company, including ChTPZ. On the other hand, the state, becoming a WTO member, gives companies an added incentive to develop and to compete. Thus, the Russian manufacturer will simply have to reduce production costs while improving the quality of their products, respectively adjusting its competitive position in the market. After Russia’s entry to the WTO, much will depend on hands-on work of each one of us rather than on the state preferences.

That is what every pipe producer will feel – the work of the whole team will focus on improving quality, optimizing all processes and cost-cutting over the entire range of expenses, starting with office supplies and paper.

What are the solutions?

The first and the key option for retaining a competitive edge in the open global market lies in boosting the competitiveness of the company and its products.

Reaching a competitive position on expenses will require optimization of costs in all phases of production and sales as well as improvement of business management. In sales, competitiveness will require marketing and distribution to shift to individual work with clients. Competitive position of the company will require further work focused on creating a recognizable ChTPZ image and brand in the world market.

Unfair competition in the pipe market of the Customs Union will be stopped by legal market protection measures in place, just as was the case before Russia’s entry to the WTO. WTO rules and regulations ensure faster application of such measures and require strict compliance. Upon accession to the WTO, the interests of Russian pipe manufacturers in the world market will be protected by the WTO and its operating controls. Russian pipe manufacturers will get a non-discriminatory access to foreign markets.

По Вашему мнению, повлияет ли на ситуацию на российском трубном рынке вступление России в ВТО и что оно сулит российским трубникам? Цель Всемирной торговой организации (ВТО) – либерализация международной торговли и регулирование торгово-политических отношений. Правила ВТО диктуют равнодоступность участников мирового рынка, то есть все производители государств-членов ВТО теперь смогут свободно приходить в Россию. И если раньше в стране различными методами поддерживали отечественного производителя, то теперь, к примеру, пошлины на импорт начнут уменьшаться, а в перспективе их и вовсе отменят – и это «зеленый свет» для зарубежных конкурентов. Теперь лишь оптимальное соотношение «цена – качество – сроки поставок» способно будет удержать любую отечественную компанию, в том числе и ЧТПЗ, на плаву в условиях жесточайшей конкуренции с иностранными производителями. С другой стороны, государство, становясь членом ВТО, дает компаниям дополнительный стимул самим развиваться и конкурировать. Таким образом, российский производитель будет просто вынужден снижать затраты на производство и при этом повышать качество своих товаров, соответственно, сам будет регулировать свою конкурентоспособность на рынке. Со вступлением России в ВТО многое будет зависеть не от государственных преференций, а от добросовестной работы каждого из нас. Именно это и почувствует на себе каждый трубник – работа всего коллектива будет нацелена на повышение качества, оптимизацию всех процессов и тотальную экономию всех затрат, начиная с канцелярских принадлежностей и бумаги. Каковы пути решения проблем в этом направлении? Первый, и главный, путь сохранения позиций в конкуренции в условиях открытого глобального рынка – повышение конкурентоспособности компании и ее продукции. Конкурентоспособность по издержкам потребует оптимизации затрат во всех звеньях производства и реализации продукции, повышения эффективности управления бизнесом. Конкурентоспособность продаж потребует от маркетинга и сбыта переориентации на индивидуальную работу с клиентами. Конкурентоспособность компании потребует дальнейшей целенаправленной работы по созданию имиджа и узнаваемого на мировом рынке бренда ОАО «ЧТПЗ». Недобросовестная конкуренция на трубном рынке Таможенного союза, как и до вступления России в ВТО, будет пресекаться сохраняющимися законными мерами защиты рынка. Правила и нормы, принятые в ВТО, позволяют нам применять их более оперативно и требовать их четкого соблюдения. При вступлении в ВТО интересы российских трубников на мировом рынке будут находиться под защитой ВТО и действующих в ней регуляторов. Выход на внешние рынки для российских трубников должен стать недискриминационным.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

ПРОИЗВОДСТВО ТРУБ В этой связи Фонд разработал и внес предложения по доработке Соглашения стран Таможенного союза о применении специальных защитных, антидемпинговых и компенсационных мер по отношению к третьим странам в части упрощения процедур введения предварительных пошлин.

Экспорт

Over the past ten years pipe manufacturers used their new competitive products to expand the export geography from 15 to 85 countries.

At the same time, Russian exporters continue to face discrimination on the foreign markets. The European Commission still uses energy corrections in the calculation of normal value of Russian pipes. Such corrections are inconsistent with WTO rules but are still applied by the CEC in launched in June 2011 revision of the anti-dumping measures in respect of seamless pipes from Croatia, Russia and Ukraine.

We actively lobby ending the practice of energy corrections within the context of anti-dumping investigations by the EU Commission.

Imports In 2011 the total imports from all countries grew 29 percent compared to the year before.

The bulk of this growth was due to pipe shipments from Ukraine (55 percent of the total import volume), including by the Agreement on the regulation of the supply of certain steel pipe types to the Customs Union market on privileged terms (without anti-dumping duty) using lower pricing. As a result of re-investigation, in

Трубная отрасль в первую очередь ориентирована на внутренний рынок, который дает до 80% выручки. Тем не менее, экспорт для трубников представляет интерес, значимость которого всегда возрастает при сокращении спроса на внутреннем рынке. За последние 10 лет за счет освоения новых конкурентоспособных видов продукции трубные производители расширили географию экспорта с 15 до 85 стран. В тоже время, российские экспортеры продолжают сталкиваться с дискриминацией на рынках стран дальнего зарубежья. Комиссия Европейского союза по-прежнему использует энергетические поправки при расчете нормальной стоимости российских труб. Эти корректировки противоречат нормам ВТО и продолжают применяться КЕСом в начатом в июне 2011 года пересмотре антидемпинговой меры в отношении бесшовных труб, происхождением из Хорватии, России и Украины. В этой связи проводится активная работа, направленная на прекращение практики применения энергетических поправок в рамках проводимых Комиссией Европейского союза антидемпинговых расследований.

Импорт В 2011 году по сравнению с 2010 годом суммарный импорт из всех стран вырос на 29%. Наиболее существенный вклад в рост импорта в 2011 году внесли поставки из Украины (55% от суммарного объема импорта), в том числе в рамках Соглашения о регулировании поставок некоторых видов стальных труб на рынок стран Таможенного союза по льготному режиму (без взимания антидемпинговой пошлины) по демпинговым ценам. По итогам повторного расследования, в январе 2011 года были установлены антидемпинговые пошлины в размере 18,9% на обсадные трубы, 19,9% – на насоснокомпрессорные трубы, 19,4% – на нефтегазопроводные трубы и трубы общего назначения.

The Production Balance Between Single-seam OCTG and Hot-rolled Wide Mill Products Баланс мощностей по производству ТБД в одношовном исполнении и горячекатаного широкого проката Stan 5000 / Стан 5000

Capacity, ‘000 tons / Мощность, тыс. т

SEVERSTAL / СЕВЕРСТАЛЬ

700

ММК

1200

ОМК

1200

Total / Итого

3100

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TESA 1,420 / ТЭСА 1420

Capacity, ‘000 tons / Мощность, тыс. т

ITZ / ИТЗ

600

VTZ / ВТЗ

650

ChTPZ ЧТПЗ

600

VMZ / ВМЗ

920 2770

29

#5 May 2012

TUBING PRODUCTION January 2011 the state set anti-dumping duty of 18.9 percent for casing pipes, 19.9 percent – for production pipes, 19.4 percent – for pipelines and general-purpose pipes.

The largest increase in imports under the Agreement is noted in segments of expensive high-tech pipes. Over the said period, imports of production strings jumped 46.3 percent, hot-deformed oil pipeline pipes – 42.4 percent.

Evidently, the Agreement is against the economic interests of the Russian Federation; also, it is highly important to note that the Agreement is in conflict with WTO rules prohibiting the quota regulation under the conditions of proven dumping-price supplies.

In Russia, the Agreement Shall Be Terminated

30

Наибольший рост импорта по Соглашению отмечается в сегментах высокотехнологичных дорогостоящих видов труб. Так, рост импорта насосно-компрессорных труб за указанный период составил – 46,3%, горячедеформированных нефтепроводных труб – 42,4%. Очевидно, что Соглашение не отвечает экономическим интересам Российской Федерации и, крайне важно отметить, что оно входит в противоречие с нормами ВТО, запрещающими квотное регулирование в условиях доказанных поставок по демпингу. На территории России действие соглашения должно быть прекращено

Small and Medium Diameter Pipes Production Running on Used Equipment

Производство труб малого и среднего диаметра с применением бывшего в употреблении оборудования

From 2000 to 2011, production capacity for small – and medium-diameter welded pipes in Russia more than doubled, from 2.3 to 5.5 million tons. Since 2000, the number of companies running the used imported equipment to produce pipes of this segment in Russia jumped from 17 to 41.

The current situation reinforces the technological inferiority of the Russia’s pipe industry in this segment, thwarting the progress of the domestic metal-processing industry.

Мощности по производству сварных труб малого и среднего диаметра в РФ увеличились с 2000 по 2011 годы более чем в два раза с 2,3 млн т до 5,5 млн т. С 2000 года количество предприятий, производящих трубы данного сортамента на закупленном по импорту бывшем в употреблении оборудовании, в России возросло с 17 до 41. Сложившаяся ситуация закрепляет технологическое отставание трубной отрасли Российской Федерации в данном сегменте и тормозит развитие металлообрабатывающих отраслей отечественной промышленности.

Sergei Aleshchenko

Сергей Алещенко

ChTPZ products for oil and gas industry make up over 60 percent of the company’s total output. Starting 2009 ChTPZ increases its production of pipes for energy segment – annual production gain hovers at 20 percent. In 2011, total production of pipes for the energy segment topped 1,100 tons, while the geographical market of the company’s shipments has expanded and now includes such foreign countries as South Africa, Finland and Brazil.

Current structure of OCTG shipments indicates a growing share of high-technology products (strength groups E and higher, with premium thread joints).

Aggressive operation conditions (high content of H2S and CO2) mean higher demand for oil and gas pipes made of extra corrosion-resistant steel. More complex well geometry and offshore drilling lead to increased demand for pipes with premium thread joints, including pipes conforming to ISO 13679 CAL IV standard.

Speaking about the current projects, the following promising directions are important for us: Production of OCTG made of steel with up to 5 percent chromium content ● has been started.

We plan to introduce production of OCTG using steel with up to 13 percent ● chromium content, as well as production of pipes with premium threads.

New lines are certified for trunk gas pipelines operating at high pressures ● (up to 120 atm.), and for transportation of hydrocarbons from offshore fields.

The company’s achievements in modernization and quality improvement include launch of the “Vysota 239” workshop tailored for OCTG production; launch of the “Zhelezny Ozon 32” workshop for tubing stock production; launch of the “Finishny Tsentr” line for finishing corrosion-resistant OGP as well as production and casing pipes; industrial launch of a new facility for the ceramic flux production.

The company supplies its products for such projects as Bovanenkovo – Uhta 2, Ukhta – Torzhok, Pochinki – Gryazovets, Gryazovets – Vyborg, CPC expansion (CPC, 2011), etc.

В отраслевой структуре отгрузок ЧТПЗ доля продукции, предназначенной для нефтегазового сектора составляет более 60%. Производство труб для ТЭК на ЧТПЗ с 2009 года имеет положительную динамику. Ежегодный прирост объемов производства составляет более 20%. В 2011 году общий объем производства труб для ТЭК превысил 1100 тыс. т. В 2011 году рынок сбыта расширился на такие страны дальнего зарубежья, как ЮАР, Финляндия и Бразилия. В структуре отгрузок OCTG наблюдается рост доли высокотехнологичной продукции (групп прочности Е и выше, с премиальными резьбовыми соединениями). В связи с агрессивными условиями эксплуатации (повышенное содержанием H2S и СО2) увеличивается спрос на нефтегазопроводные трубы из стали с повышенной коррозионной стойкостью.Более сложные конструкции скважин и активное шельфовое бурение приводят к увеличению спроса на трубы с премиальными резьбовыми соединениями, в том числе соответствующими стандарту ISO 13679 CAL IV. Говоря о текущих проектах, можно отметить следующие перпективные направления: ● Начат выпуск OCTG-труб из стали с содержанием хрома до 5%. ● Планируется организовать производство OCTG-труб из стали с содержанием хрома до 13%, а также труб с премиальными соединениями. Новые производства аттестованы для магистральных газопроводов, ● работающих при высоком давлении (до 120 атм.), и для транспортировки углеводородов при разработке оффшорных месторождений. Среди достижений в области модернизации производства и повышения качества продукции – запуск цеха «Высота 239», предназначенного для производства ТБД; запуск цеха «Железный Озон 32», предназначенного для производства трубной заготовки; запуск участка «Финишный центр», предназначенного для отделки нарезных НКТ и обсадных труб и НГП труб в коррозионностойком исполнении; запуск в промышленную эксплуатацию нового участка по производству керамического флюса. Компания поставляет продукцию для таких проектов как «Бованенково – Ухта 2», Ухта – Торжок, Починки – Грязовец, Грязовец – Выборг, расширение нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума (КТК, 2011 год) и др.

Oil&GasEURASIA

ШЕЛЬФ

From Dream to Offshore Reality: Tax Breaks Breathe Life Into Arctic Exploration

От мечты к реальности: налоговые льготы вдохнут новую жизнь в геологоразведку на шельфе Арктики Tom Balmforth

Том Балмфорт

or years, exploration and drilling off Russia’s energyrich northern coast has been at a frustrating impasse.

Located hundreds of meters beneath ice-bound waters in the frost-blasted conditions of the Arctic circle, Russia’s vast offshore oil and gas reserves in the North often seemed too high-risk for state owned majors and off limits for the more offshore-savvy foreign majors that also balked at burdensome taxation laws and dubious potential profit margins. Last month that appeared to change.

On April 12, then Prime Minister and now President Vladimir Putin made a play to lure foreign companies into partnership with Russian state gas and oil monoliths

ногие годы ситуация с поисковыми и буровыми работами на богатом энергоносителями шельфе северных морей России казалась совершенно тупиковой. Огромные морские запасы нефти и газа на Крайнем Севере России, расположенные на глубине сотен метров под толщей льдов за Полярным кругом, часто казались слишком рискованными для разработки, с точки зрения крупных государственных компаний, и недосягаемыми для умудренных опытом добычи на шельфе иностранных корпораций, которых при этом еще отпугивало обременительное налоговое законодательство и сомнительная рентабельность подобных проектов. В прошлом месяце, похоже, ситуация изменилась.

12 апреля бывший премьер-министр, а ныне президент Владимир Путин предпринял шаг, призванный привлечь иностранные компании к сотрудничеству с такими государственными нефтегазовыми цитаделями как «Газпром» и «Роснефть». Россия, как заявил он, облегчит налоговое бремя проектов на шельфе путем снижения НДПИ, отмены пошлин на экспорт углеводородного сырья, добытого на шельфе российской Арктики, на 15 лет с начала промышленной добычи. Этот шаг обещает вдохнуть новую жизнь в огромный, но безмерно затянувшийся проект освоения Штокманского месторождения и открыть дорогу крупным иностранным компаниям, с нетерпением ожидающим возможности «застолбить» прибыльные участки в других районах Северного Ледовитого океана, в недрах которого, по оценкам Геологической службы США, заключена пятая часть неоткрытых энергетических ресурсов мира. Он свидетельствует о желании Кремля открыть «стратегические» объекты Крайнего Севера – заповедные территории, к которым имели доступ только государственные компании «Газпром» и «Роснефть», – для иностранных нефтяных гигантов (исключительно на основе совместных предприятий) в обмен на секреты технологии морских работ и акции в активах за пределами России. «Тот факт, что российское правительство предоставило такие серьезные преимущества путем введения по существу совершенно иного налогового режима для указанных проектов, несомненно знаменует прорыв для иностранных инвестиций в российскую нефтяную отрасль», – заявил Александр Киревнин, аналитик «ВТБ Капитал» по нефтегазовой отрасли. Эпохальные сделки последовали незамедлительно.

18 апреля Exxon Mobil, крупнейшая нефтяная компания

М

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

F

● Russian Prime Minister Vladimir Putin (in the middle) attends

Rosneft-ExxonMobil agreements signing ceremony in Novo-Ogarevo residence in mid-April. Left to right: Rosneft President Eduard Khudainatov and ExxonMobil Exploration Company President Stephen M. Greenlee. ● Председатель правительства России Владимир Путин (в середине) присутствует на церемонии подписания соглашений между «Роснефтью» и ExxonMobil, проходившей в резиденции Ново-Огарево в середине апреля. Слева направо – президент ОАО «Нефтяная компания „Роснефть“» Эдуард Худайнатов и президент компании ExxonMobil Exploration Стив Гринли.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

31

OFFSHORE Gazprom and Rosneft. Russia, he said, would lighten the offshore tax burden by cutting mineral extraction tax and scrapping duties levied on exports of hydrocarbons produced in Russia’s Arctic offshore zones for 15 years after the start of mass production. The move promised to breathe life back into the vast, but delay-marred Shtokman project and paved the way for a rush by foreign majors to tie up lucrative deals elsewhere in the Arctic Ocean that holds a fifth of the world’s undiscovered energy resources, according to estimates by the U.S. Geological Survey.

It indicated the Kremlin’s desire to open up “strategic” Arctic assets – the exclusive stomping ground of state owned Gazprom and Rosneft – to foreign oil majors (on a joint venture basis only) in exchange for offshore knowhow and shares in assets beyond Russia’s borders. “The fact that the Russian government has presented such serious advantages by way of what is essentially an utterly different tax regime for the projects in question marks an undoubted breakthrough for foreign investment in the Russian oil industry,” said Alexander Kirevnin, an oil and gas analyst at VTB Capital. Landmark deals swiftly followed.

On April 18, Exxon Mobil, the United States’ largest oil company, led the rush after it unveiled an offshore exploration partnership potentially generating $500 billion of investment in the Arctic and Black Sea alongside Rosneft, the world’s largest oil producer. The U.S.-Russian alliance will explore three fields in the Arctic Ocean’s Kara Sea holding estimated recoverable hydrocarbon reserves of 85 billion barrels. Just a week later, Italy’s ENI signed a deal with Rosneft to explore several fields in the Arctic Ocean, mostly in the Barents Sea, the body of water above Norway and European Russia. Then, most recently, on May 5, Rosneft and Norway’s Statoil agreed to jointly explore the Perseevsky license block in the Barents Sea as well as three license blocks in the Far East’s Sea of Okhotsk.

Rosneft made its thanks to the government immediately known. “The key factor that prompted [Rosneft and Eni] to sign the agreement was the steps taken by the government of the Russian Federation to introduce tax incentives for offshore production, including canceling export duties and introducing a reduced Mineral Extraction Tax rate of 5-15 percent depending on project complexity,” Rosneft said in a press release released on April 25. “The government also offered guarantees that the favorable tax regime will remain in place for a prolonged period of time.”

The government’s rationale for smoothing the way for joint ventures between state and foreign majors in the Arctic is clear. Analysts say the Kremlin hopes the legislation will boost long-term oil production as it seeks to maintain production of no less than 10 million barrels per day until 2020. Speculation has mounted that domestic output will go into decline by 2015 without government intervention to stimulate Eastern Siberian and the Arctic reserves as Western Siberian fields continue to dwindle. But the effects will not be felt immediately, warned Maria Yegikyan, an oil and gas analyst at Alfa Bank. “It is going to take some time for production to increase. These deals are signed, but exploration drilling is only going to start in 2015 and production may come only as early as 2020. This is a long-term process that is being commenced right now.”

Former Deputy Prime Minister Igor Sechin lobbied extensively for the tax breaks and his return as president

32

#5 May 2012

США, вырвалась вперед в атмосфере общего ажиотажа, объявив о проекте сотрудничества в проведении поисковоразведочных работ, сулящих инвестиции в объеме до $500 млрд в Арктике и на Черном море совместно с компанией «Роснефть», которая занимает первое место в мире по объему добычи нефти. Этот американо-российский альянс займется исследованием трех месторождений в Карском море с предполагаемыми извлекаемыми запасами углеводородов порядка 85 млрд барр. Всего неделю спустя итальянская ENI заключило сделку с «Роснефтью» на разведку нескольких месторождений в акватории Северного Ледовитого океана, главным образом в Баренцевом море, к северу от Норвегии и европейской части России. А совсем недавно, 5 мая, «Роснефть» и норвежская компания Statoil договорились о совместной геологоразведке Персеевского лицензионного участка в Баренцевом море, а также трех участков в Охотском море на Дальнем Востоке. «Роснефть» немедленно обнародовала свою благодарность правительству. «Определяющим фактором при принятии решения о заключении соглашения стали меры Правительства РФ по налоговому стимулированию добычи на шельфе, включающие обнуление экспортной пошлины и применение пониженной ставки НДПИ на уровне 5-15% – в зависимости от уровня сложности проекта, – заявила «Роснефть» в пресс-релизе от 25 апреля. – Правительство также предоставило гарантии стабильности налоговых условий на продолжительный срок». Причины, по которым правительство пошло на облегчение условий создания совместных предприятий государственных и иностранных нефтяных компаний в Арктике, очевидны. По мнению аналитиков, Кремль надеется, что новое законодательство будет стимулировать добычу нефти на длительную перспективу, поскольку он стремится сохранить добычу на уровне не менее 10 млн барр./сут до 2020 года. Растет число прогнозов, согласно которым добыча внутри страны к 2015 году начнет падать, если правительство не примет меры для стимулирования освоения запасов Восточной Сибири и Крайнего Севера по мере дальнейшего истощения запасов Западной Сибири. Но эффекта удастся добиться не сразу, предупреждает Мария Егикян, аналитик «Альфа-Банка» по нефти и газу. «Для роста добычи необходимо время. Эти сделки заключены, но разведочное бурение начнется лишь в 2015 году, а добыча не ранее 2020 года. Это долгий процесс, который сейчас только начинается». Бывший вице-премьер Игорь Сечин усиленно лоббировал налоговые льготы, и его возвращение в «Роснефть» в качестве президента компании в момент, когда Путин возвратился в Кремль, показывает что Сечин может остаться неофициальным «энергетическим царем» России, несмотря на то, что ему не нашлость места в новом кабинете, состав которого был оглашен 22 мая, премьер-министра Дмитрия Медведева. По словам аналитиков, законодательным поправкам, активно продвигаемым Путиным и Сечиным, фактически гарантирована крепкая политическая поддержка. «Российское правительство несомненно поддерживает эти проекты, так что я не вижу каких-либо законодательных или бюрократических препятствий, – говорит аналитик «ВТБ Капитал» Александр Киревнин. – Если вспомнить, как трудно было договориться об изменениях налогового законодательства, вряд ли принятие этих поправок окажется сложнее».

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

of Rosneft as Putin returns to the Kremlin signals Sechin may remain Russia’s informal “energy tsar” despite missing out on a place in Premier Dmitry Medvedev’s new cabinet, announced May 22. Spearheaded by Putin and Sechin, the legislative amendments are virtually guaranteed enduring political backing, according to analysts. “The Russian government without a doubt supports these projects so I do not expect any legislative or bureaucratic obstacles,” said Alexander Kirevnin, an oil and gas analyst at VTB Capital.

“If we just think about how difficult it was to agree on changes to the law on taxation – it won’t come any harder than this.”

Kirevenin said that the largest hurdle he envisages is the practicality of drilling in the harsh conditions of the Arctic. “The level of study hasn’t been that big and the difficulty of drilling is extremely high. This of course is the main risk that companies have to battle,” said Kirevnin. But it is important the tax regime is fine-tuned. France’s Total, Norway’s Statoil and Gazprom have put off a final investment decision on Shtokman until the small print of the overhauled tax regime is clarified. Kommersant news daily reported earlier this month that Total is ready to postpone the final investment decision until mid-2013, increasing speculation that Shtokman will miss its 2016 production start date.

Nonetheless, the political weight behind the ENI, Exxon and Statoil deals is telling and the question is rather who will be next on the scene. Some commentators believe United States majors are well placed to tie up further deals in the Arctic, given Rosneft’s new penchant for foreign asset swaps and the prize fields owned by U.S. majors.

Meanwhile, however, domestic private companies – read LUKOIL, Surgutneftegaz, TNK-BP and Bashneft – have cringed as international majors have swooped in. On April 19, the four domestic private companies formally petitioned Putin for access to the fields which they are currently prohibited from accessing in line with laws that make state assets judged “strategic” closed to non-state venture.

Citing Rosneft spokespeople, Reuters on April 27 reported that Rosneft has since invited Russian domestic companies to take part. Moreover analysts believe it may only be a matter of time until they are given access, while some point to LUKOIL as the favorite to join in. As Russia’s second largest crude producer that also has experience of offshore drilling, LUKOIL may be best placed to partner Rosneft in a potential Arctic venture. LUKOIL is also seeking to tap into new reserves as its brownfields production is in decline.

“The terms of their [smaller domestic companies’] participation will be a little different from those of international companies and are less attractive for domestic companies,” said Yegikyan. “This is why we have not seen any deals yet, but that may soon change as I hear that negotiations are pending.” Gaining access to the Arctic is more complicated for Russia’s nonstate energy companies who can afford less exposure to risk. The Kremlin has effectively opened up the Arctic to foreign majors because they are willing to shoulder the high risks linked to exploration costs and the project potentially stalling. The terms of this concession are palatable for giants like Exxon, but for Russia’s comparative minnows they still appear too much.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ШЕЛЬФ По словам Киревнина, главное препятствие он видит в целесообразности буровых работ в тяжелых условиях Арктики. «Объем исследований не был достаточно велик, а трудности, связанные с бурением, чрезвычайно высоки. Это, конечно, главный риск, с которым столкнутся компании», – сказал Киревнин. Однако важно, чтобы налоговый режим был хорошо продуман. Французская компания Total, норвежская Statoil и «Газпром» отложили окончательное инвестиционное решение по Штокманскому ГКМ до получения окончательных разъяснений по нюансам налогового режима транспортировки. Газета «Коммерсант» в начале этого месяца сообщила, что компания Total готова отложить принятие окончательного инвестиционного решения до середины 2013 года, добавив достоверности предположениям о том, что добычу на Штокмане не удастся начать, как было намечен, в 2016 году. Тем не менее, политическая поддержка сделок с ENI, Exxon и Statoil весьма ощутима, и вопрос скорее в том, кто будет следующим. Некоторые комментаторы полагают, что крупнейшие компании США имеют хорошие перспективы для дальнейшего продвижения в Арктику, учитывая возникшую у «Роснефти» склонность к обмену зарубежными активами и наличие выгодных месторождений у американцев. Тем временем, однако, отечественные частные компании (читай «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», ТНК-BP и «Башнефть») отступают под натиском международных нефтяных корпораций. 19 апреля эти четыре частные компании официально обратились к Путину с просьбой предоставить им доступ к месторождениям, к которым им в настоящее время доступ запрещен по законодательству о «стратегических» объектах, закрытых для негосударственных предприятий. Ссылаясь на представителей «Роснефти», агентство «Рейтер» 27 апреля сообщило, что «Роснефть» после этого пригласила к участию в проектах российские компании. Более того, аналитики считают, что привлечение этих компаний – лишь вопрос времени, а некоторые указывают на «ЛУКОЙЛ» в качестве наиболее вероятного кандидата на участие в арктических проектах. Занимая второе место в России по объему добычи нефти и обладая опытом бурения на шельфе, «ЛУКОЙЛ», пожалуй, лучше других подходит на роль партнера «Роснефти» в арктическом предприятии. «ЛУКОЙЛ» также стремится к освоению новых запасов, поскольку добыча на старых месторождениях компании в настоящее время падает. «Условия их участия [менее крупных отечественных компаний] будут несколько отличаться от условий участия иностранных компаний и будут менее привлекательны для россиян, – отмечает Егикян. – Вот почему пока сделок не заключено, но это может скоро измениться, поскольку я слышала, что переговоры должны вот-вот начаться». Получение доступа к северным районам сложнее для негосударственных энергетических компаний России, которые не могут себе позволить слишком большой риск. Кремль, по сути дела, открыл Арктику для иностранных корпораций, поскольку те готовы взять на себя высокий риск, связанный с затратами на поисково-разведочные работы и вероятностью провала проекта. Условия такой концессии приемлемы для таких гигантов, как Exxon, но для сравнительно меньших по величине компаний России они остаются нереальными.

33

WORLD

View from the Arab Gulf: Think Tank Guru Comments on Russia, Iran and Change in the Middle East

Взгляд со стороны Персидского залива: Мнение эксперта «мозгового центра» о России, Иране и переменах на Ближнем Востоке Alexander Bratersky Александр Братерский

I

t goes without saying that a military strike against Iran would cause an unprecedented spike in oil prices. But how also might such an event affect Russia and the Caspian? Ted Kаrasik, Director of Research at the Institute for Near East and Gulf Military Analysts (INEGMA) in Dubai, brings a unique perspective to this question. Before turning his attention to Central Asia and the Middle East, Karasik was a respected Sovietologist. Here, he offers his view to Oil&Gas Eurasia.

34

В

оенные действия против Ирана, безусловно, спровоцируют резкий рост цен на нефть. Вопрос в том, какие последствия подобный сценарий будет иметь для России и стран Каспийского региона. У Теодора Карасика, директора отдела исследований и развития Военно-аналитического института стран Ближнего Востока и Персидского залива (INEGMA), в прошлом известного советолога, есть особое мнение по данному вопросу, которым он поделился с корреспондентом НГЕ.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

В МИРЕ

Dr. Theodore Karasik is the Director for Research and Development at the INEGMA think tank in Dubai. Dr. Karasik has 20 years experience in security studies and is an expert and author on affairs in the Middle East, Russia, the Caucasus and Central Asia. In addition, he is an authority on non-state actors such as al-Qaeda. Dr. Karasik received his doctorate in history from the University of California, Los Angeles in Russia, the Middle East, the Caucasus and Cultural Anthropology with an emphasis on tribes and clans. Др. Теодор Карасик возглавляет отдел исследований и развития в институте INEGMA в Дубае. Более 20 лет он занимается вопросами безопасности. Специалист по Ближнему Востоку, России, Кавказу и Средней Азии. Автор и соавтор десятков книг, статей и публикаций по этим регионам, признанный эксперт по негосударственным организациям («Аль-Каида» и др.). Имеет степень доктора исторических наук Калифорнийского университета (Лос-Анджелос) по трем регионам – России, Ближнему Востоку, Кавказу, а также по культурной антропологии, со специализацией в области племен и кланов.

Oil&Gas Eurasia: Is war with Iran inevitable?

Ted Kаrasik: The issue is not “if” Iran will be attacked, but “when”. There is a much talk here in the Gulf as to when an attack will occur. A strong military buildup is occurring in the region. With the addition of F-22 and F-15 fighters, it seems things are being prepared.

OGE: Do you see a conflict emerging between Iran and the UAE over territorial claims of Abu-Musa Island?

Kаrasik: The Abu-Musa Island issue is not not tied to the issue of military action against Iran. The Iranian President’s visit to Abu Musa in April created a diplomatic crises with the UAE and other GCC states. But it wasn’t so much a foreign policy move, as it was a message for internal consumption. Iran’s point: “We have an ancient history and Abu Musa is a part of that.” But the UAE has leverage because it can shut down the Iranian financial system in the UAE very fast.

OGE: How would war affect Russia ?

Kаrasik: All scenarios signal that there is going to be a strong geopolitical shift. Russia’s position on Syria and Iran is critical to how the region will resolve this issue. With Putin as president, bolder steps might be taken to bring a negotiated settlement. Russia may behave as it did during the war in Yugoslavia.

I think Russia is in a very comfortable position. The fact is, whatever happens, Russia will benefit from the inevitable skyrocketing of oil and gas prices. But Russia doesn’t want to look like it is benefiting. So it is likely to continue to be a backdoor channel to Iran to avoid a catastrophe.

OGE: What about Russia’s oil pipelines in the Northern Caucasus? Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

«Нефть и газ Евразия»: Война с Ираном неизбежна? Теодор Карасик: Вопрос заключается не в том, будет ли нанесен удар по Ирану, а в том, когда он будет нанесен. Именно это активно обсуждается в странах Персидского залива. В регионе идет активное наращивание военного потенциала. С появлением истребителей F-22, в дополнение к уже имеющимся F-15, ситуация напоминает подготовку к началу военных действий. НГЕ: Считаете ли Вы, что между Ираном и ОАЭ назревает конфликт из-за территориальных претензий в отношении острова Абу-Муса? Карасик: Вопрос об острове Абу-Муса не связан с военными действиями против Ирана. Иранский президент посетил этот остров в апреле, и этот визит спровоцировал дипломатический кризис в отношениях с ОАЭ и другими членами Совета сотрудничества арабских государств Персидского залива. Однако данные действия являлись не столько внешнеполитическим маневром, сколько «обращением ко внутренней аудитории», суть которого проста: «У нас древняя история, и Абу-Муса – ее часть». Тем не менее, у ОАЭ есть методы воздействия на Иран, а именно возможность очень быстро блокировать работу иранских финансовых структур в ОАЭ. НГЕ: Какие последствия война с Ираном может иметь для России? Карасик: Все сценарии говорят о значительном изменении геополитической ситуации. Позиция России по Сирии и Ирану очень важна для определения способов решения данной проблемы в регионе. Избрание В.В. Путина на пост президента дает России возможность предпринимать более решительные меры для урегулирования спора путем переговоров. Россия может действовать так же, как и во время войны в Югославии. По-моему, у России очень удобная позиция. Суть в том, что при любом сценарии она выигрывает от неизбежного роста цен на нефть и газ. Однако для нее нежелательно, чтобы это было заметно. Поэтому Россия продолжит закулисные игры с Ираном с целью предотвратить катастрофу. НГЕ: Возникнет ли угроза российским нефтепроводам на Северном Кавказе? Карасик: Поток беженцев из северной части Ирана существенно затронет Азербайджан, и в СМИ уже муссируются слухи о том, что Израиль может воспользоваться азербайджанскими аэродромами. Отношения между двумя странами очень близкие, к тому же Израиль заключил сделку по продаже оружия Азербайджану на $1,6 млн. Для Ирана это сигнал о том, что Израиль может обратиться к Азербайджану с просьбой использовать его территорию. Кроме того, при нападении на Иран осложнятся отношения с Россией, так как массовое перемещение беженцев из Ирана в Азербайджан вызовет напряженность на границе с Арменией, где размещены российские войска. НГЕ: Что для России лучше всего в такой ситуации – быть союзником Запада, пока речь идет об энергетике? Карасик: По мнению стран Персидского залива, Иран, Сирия и Россия начинают формировать антиа-

35

WORLD Karasik: If refugees flee Northern Iran, it will affect Azerbaijan greatly and we already see games being played in the press about Israel’s possible use of Azerbaijan’s airbases.

Azeri and Israeli relations are very close. There was a $1.6 million weapons deal that seemed to signal Iran that Israel might appeal to Azerbaijan to use its airfields.

Also, if Iran is attacked, it will inflame the relationship with Russia because the resulting flood of Iranian refugees into Azerbaijan will create tensions on the Armenian boarder where Russian soldiers are stationed.

OGE: Would it be in Russia’s interest to side with the West on energy?

Karasik: The view from the Gulf is that Iran, Syria and Russia are beginning to form an anti-US or Western European alliance. Those are the last two countries that Russia can have relations with in a worse case scenario.

The worst scenario can happen if Russia burns all of it’s linkages to the region. If it moves from negotiator to an aggressor, this will not be taken lightly by the core of the Middle East.

Russia gets involved on the side of Syria or on the side of Iran this going to damage the Saudi-Moscow relationship even more. The Kremlin has two options: support the Iranian-Syrian axis or go with the West and put pressures on those countries. Of course, there is the in-between position, similar to Kosovo, in which Moscow tried to negotiate a settlement.

As we saw during the recent “Syrian friends meeting”, there is a huge difference between Saudi Arabia and Russia over Syria. In fact, Saudi Arabia is beginning to step up and say that Russia is supporting a criminal country which engaged in crimes against humanity. It is very clear that there is a stand-off between Russia and Saudi Arabia.

OGE: What about the Gas OPEC, headquartered in Qatar and chaired by a Russian?

Karasik: I think Gas Opec is dead. What is happening in Syria is the final nail in the coffin. The LNG idea for Gas OPEC is no longer discussed. The situation in Syria is dividing Russia and the GCC states, and if these types of disagreements would continue, you will not see a lot of cooperation on any issue.

Qatar is pushing the U.S. for military intervention in Syria, along with Saudi Arabia and this is alienating Russia.

Consider the beating of the Russian ambassador at Doha airport by boarder guards when he refused to allow the scanning of diplomatic mail.

OGE: Could Russia be supporting Syria to preserve it’s last Middle East stronghold ?

Karasik The recent visit of foreign minister Sergei Lavrov and foreign intelligence chief Mikhail Fradkov to Syria sent a lot of messages. It said that GRU military intelligence is very serious in protecting the Syrian regime and we will see more activity in terms of a return of Russian ships to the Tartus naval base. There is no question that Russia is looking to Syria as a Kremlin-influenced last bastion. Putin’s position would be more harsh on this matter. If it is confirmed that Russian military intelligence is giving information to Syria thats going to complicate matters greatly with GCC states.

36

#5 May 2012

мериканский или антизападноевропейский союз. При наихудшем развитии событий у России могут сохраниться отношения только с этими двумя государствами. Это может произойти, если она разорвет связи с другими странами региона. Если из участника переговоров Россия превратится в агрессора, реакция основных стран Ближнего Востока будет жесткой. Поддержка Россией Сирии или Ирана нанесет еще больший вред ее отношениям с Саудовской Аравией. У Кремля есть два варианта: поддержать союз Ирана и Сирии или присоединиться к Западу, оказывая давление на эти страны. Конечно, существует и «переходное» решение, аналогичное ситуации с Косово, когда Москва пыталась урегулировать конфликт путем переговоров. Как мы видели во время последней «встречи друзей Сирии», у Саудовской Аравии и России принципиально разные взгляды на сирийскую проблему, и Саудовская Аравия фактически пытается обвинять Россию в поддержке режима, виновного в преступлениях против человечества. Совершенно очевидно, что отношения между этими странами зашли в тупик. НГЕ: Как складывающаяся ситуация может повлиять на «газовую ОПЕК», базирующуюся в Катаре и возглавляемую российским представителем? Карасик: По-моему, «газовая ОПЕК» мертва. И последней каплей здесь стали события в Сирии. Планы по СПГ для «газовой ОПЕК» больше не обсуждаются. «Сирийский вопрос» разделил Россию и членов Совета сотрудничества арабских государств Персидского залива на два пртивоборствующих лагеря. В подобных условиях сложно ожидать сотрудничества по каким-либо вопросам. Катар, совместно с Саудовской Аравией, подталкивает США к интервенции в Сирию, что усиливает недовольство России. В этой связи хочу напомнить об инциденте с российским послом, которого в прошлом году избили пограничники в международном аэропорту г. Доха, за отказ разрешить сканировать диппочту. НГЕ: Может быть, поддерживая Сирию, Россия стремится сохранить свой последний оплот на Ближнем Востоке? Карасик: Недавний визит министра иностранных дел Сергея Лаврова и руководителя внешней разведки Михаила Фрадкова свидетельствует о многом. И прежде всего о том, что военная разведка (ГРУ) серьезно настроена защищать сирийский режим. Поэтому следует ждать активных действий, в частности – возвращения российских кораблей на военно-морскую базу в Тартусе. Бесспорно, Россия рассматривает Сирию как последний оплот своего влияния в регионе. Позиция Путина по этому вопросу должна быть жестче. Если подтвердится, что российская военная разведка передает информацию Сирии, осложнений с членами Совета сотрудничества арабских государств Персидского залива избежать не удастся. НГЕ: Какая стратегия в отношении Ближнего Востока была бы наилучшей для России? Карасик: Я бы предложил Кремлю прекратить поддержку режимов, в отношении которых приняты полные или частичные санкции, поскольку такая позиция опасна и для него, но сделать это тактично. Подобный шаг, одновременно, помог бы выиграть от роста цен на Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

OGE: What would be the best strategy for Russia to carry on Middle East ?

Karasik: I would suggest to the Kremlin to delicately get off from this track, trying to support regimes that are now under full or partial sanctions, because it will hit them.

At the same time it will also help them to benefit from the oil prices, because the Russia is based on petrol export.

Russia will maybe in a good position economically, but politically they are in big trouble. I have very much respect for Russian analysts who work on the Near East, but I also think that there is a time to move on, since there is a new order in the Middle East that should be taken to consideration.

The Kremlin, the Russian Academy of Science, and other folks should understand that being on the wrong side of history should be detrimental to Russia’s interests.

The Gulf states are not accepting the Muslim Brotherhood as a new wave. We need to see how the Kremlin will engage with the Muslim Brotherhood in the near term. The Muslim Brotherhood is looking for supporters. And the problem of Russia getting closer to Muslim Brotherhood is that it might affect relations with UAE, since they are not in favor of this group.

OGE: How do you see the possibility of Russia, Brazil and China trading in local currencies and how that would affect oil and gas prices ?

Karasik: There are a lot of people who see BRICS as RICS really, since Brazil is “so over there”. For the Gulf States it means how those three countries – Russia, India and China – will be able to frustrate U.S. interests and to challenge Russian interests or Chinese interest.

В МИРЕ нефть, поскольку российская экономика основана на экспорте нефти. С экономической точки зрения, Россия находится в выгодной позиции, но с политической – у нее серьезные проблемы. Я очень уважаю российских аналитиков-специалистов по Ближнему Востоку, однако, как мне кажется, необходимо перестраиваться, поскольку ситуация в регионе меняется, и этого нельзя не учитывать. Не только Кремль, РАН, но и все остальные должны понять, что ошибка в выборе правильной позиции в историческом процессе может повредить государственным интересам. Страны Персидского залива не считают такую организацию, как «Братья-мусульмане», носителем новых идей. Поэтому необходимо отслеживать динамику развития отношений между Кремлем и «Братьями-мусульманами» в ближайшем будущем. Эта организация ищет поддержки. И проблема здесь заключается в том, что сближение России с «Братьями-мусульманами» может отразиться на отношениях с ОАЭ, где к данной организации относятся негативно. НГЕ: Как Вы смотрите на возможность торговли России, Бразилии и Китая с использованием местных валют, и как это может отразиться на ценах на нефть и газ? Карасик: В действительности, многие смотрят на БРИКС как на РИКС из-за удаленности Бразилии. Что касается стран Персидского залива, для них подобный альянс означает возможность ущемления интересов США со стороны России, Индии и Китая, с целью продвижения российских или китайских интересов.

www.RIDGID.ru

КЛЮЧ RIDGID®

ПАРТНЕР НА ВСЮ ЖИЗНЬ

Создан для сложных условий работы в нефтегазовой отрасли

OOO АйТиСи телефон: (495) 232-90-35 www.ridgidrussia.ru Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

37

FLOW MEASUREMENT

Improving Flow Measurement in the Water and Wastewater Industry Совершенствование технологий измерения расхода в отраслях водоочистки и водоподготовки Chikezie Nwaoha

W

ater and wastewater industry has continued to gain attention globally due to climate change issues. Some industry professional now see it as the new oil. In regions that witness seasonal climates and were there is limited water resource, wastewater processing is very essential. Thereby serving as a means of curbing water scarcity. All these combined together has increased the challenge in its wastewater measurement. To accomplish this, correct measurement of the wastewater is pivotal as it also enhances water quality control. In other cases, inaccurate flow measurements or failure to take measurements can cause serious or disastrous results.

In good process operations, flow through out the process must be regulated near their required values with only a small variability. The job of the measurement personnel is to maximize the return on investment while utilizing the equipment in place. The main objective of this article is to discuss the major flow meters that serve the water and wastewater industry, to ensure accurate flow measurement results. There are different types of flow meters used to measure the flow profile of wastewaters. They are: turbine flow meters, ultrasonic flow meters, electromagnetic flow meters, and positive displacement flow meters.

Turbine Meters The turbine meter is a volumetric measurement device.

It functions by sensing the linear velocity of the fluid passing through the known cross sectional area of the meter housing to determine the volumetric flow rate. The fluid, as it passes through the meter, imparts an angular velocity to the rotor, which is proportional to the linear velocity of the flowing fluid. Since the linear velocity of the flowing fluid through a given area is directly proportional to the volumetric flow rate, it follows that the speed of rotation of the rotor is directly proportional to the volumetric rate. The principle of turbine flow meter operation has not changed, but how each segment of the turbine meter design contributes to the accuracy of the instrument has changed considerably.

38

Чикези Нваоха

О

трасли водоочистки и водоподготовки вследствие проблемы изменения климата продолжают привлекать к себе внимание во всем мире. Некоторые отраслевые специалисты рассматривают их в качестве «новой» нефти. В регионах с сезонными изменениями климата и ограниченными водными ресурсами, очистка сточных вод является первоочередной необходимостью, служащей средством решения проблемы нехватки воды. Все вышеуказанные аспекты, взятые в совокупности, подняли на новый уровень задачу измерения сточных вод. В довершение, точность измерений сточных вод является кардинально важной проблемой, поскольку это также приводит к совершенствованию контроля качества воды. В противном случае неточность измерения расхода или невозможность произвести такое измерение могут привести к серьезным или даже катастрофическим проблемам. При надлежащих технологических операциях расход на протяжении всего технологического процесса должен регулироваться в пределах требуемых значений лишь с небольшими изменениями. Работа персонала, выполняющего измерения, заключается в увеличении дохода на инвестиции при использовании оборудования на месте. Основная цель данной статьи заключается в рассмотрении основных типов расходомеров, используемых в отраслях водоочистки и водоподготовки для обеспечения точных результатов измерений расхода. Существуют разные типы расходомеров, которые используются для измерения параметров потока сточных вод. А именно: турбинные расходомеры, ультразвуковые расходомеры, электромагнитные расходомеры и расходомеры объемного вытеснения.

Турбинные расходомеры Турбинный расходомер представляет собой устройство для измерения объема. Его принцип работы заключается в распознании линейной скорости жидкости, проходящей через известную площадь поперечного сечения корпуса расходомера, с целью определения объемного расхода. Жидкость, по мере прохождения через расходомер, сообщает угловую скорость ротору, которая пропорциональна линейной скорости расхода. Поскольку линейная Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

РАСХОДОМЕТРИЯ

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.

Even though liquid turbine flowmeters have existed for several decades, there have been many enhancements, such as dual-rotor technology, bearing materials, embedded flow computers and improved methods of mechanical installation of supports and rotors, which offer impressive flow performance. These enhancements enable the modern turbine flowmeter to accomplish applications that were not possible in the past, while offering additional critical flow data and performance. The modern precision turbine flowmeter remains one of the most reliable and accurate flow sensor devices for today’s critical flow measurements in the water and wastewater industry.

Turbine flow meter applications in the water and wastewater industries include, chilled water, high purity water, HVAC systems (heating, ventilating, and cooling).

Ultrasonic Flow Meter

скорость расхода, проходящего через указанную площадь, прямо пропорциональна объемному расходу, отсюда следует, что скорость вращения ротора прямо пропорциональна объемному расходу. Принцип работы турбинного расходомера не изменился, но значительные изменения претерпело то, как каждая отдельная часть конструкции турбинного расходомера способствует точности контрольноизмерительного прибора. Несмотря на то, что турбинные расходомеры жидкости существуют уже несколько десятилетий, произведено огромное количество таких доработок, как например, двухкаскадная технология, подшипниковые материалы, встроенные сумматоры потока и усовершенствованные способы установки опор и роторов, которые обеспечивают высокие параметры потока. Эти усовершенствования дают возможность применять современный турбинный расходомер там, где раньше это было невозможно, обеспечивая при этом важные данные и параметры потока. Современный точный турбинный расходомер остается одним из самых надежных и достоверных сенсорных устройств расхода для современных измерений критического потока в отраслях водоочистки и водоподMeter body готовки. Корпус измерительного устройства Турбинные расходомеры в отраслях водоочистки и водоподготовки применяются для охлажденной воды, высокоочищенной воды, систем отопления, вентиляции и охлаждения.

Ultrasonic flow meter like the turbine flow meter is an inferential meter. Ultrasonic meters are sub-divided into two types: Doppler meters and time-of-travel meters.

In Doppler flow meters, two transducers are mounted in a case attached to one side of the pipe- SOURCE: ABB / ИСТОЧНИК: ABB line, while the time-of-travel flow meters transducers are mounted on each side of the pipeline. Ultrasonic flow meters send a signal of known frequency across the flow stream, and measure how the flow modifies it.

This value is used to determine the Blade flow rate. The liquid being measured Лопасть must be relatively free of entrained solids or gas to reduce scattering of signal. However, with doppler technology, the signal bounces off parRotor spins clockwise when viewed from ticles in the flow stream instead of downstream end Ротор вращается по the other side of the pipe. The flow часовой стрелке, если particles are travelling at the same смотреть со стороны нагнетательного speed as the flow. Ultrasonic flow патрубка meters have the advantage in that it works across a high range and can ● Fig. 1. Turbine meters are well accepted in the water and handle a variety of flow rates, and has wastewater industries. ● Рис. 1. Турбинные расходомеры широко используются no moving parts.

в отраслях водоочистки и водоподготовки. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Ультразвуковой расходомер Ультразвуковой расходомер, также как и турбинный, представляет собой расходомер с косвенным определением параметров потока. Ультразвуковые расходомеры подразделяются на два вида: доплеровские расходомеры и расходоме-

39

#5 May 2012

FLOW MEASUREMENT

Its applications in the water and wastewater industries include measuring of chilled water, brine and salt slurry streams, and water flow.

ры, измеряющие время прохождения. В доплеровских расходомерах два датчика монтируются в корпусе, который крепится к одной стороне трубопровода, в то время как датчики расходомеров, измеряющих время прохождения, монтируются на каждой стороне трубопровода. Ультразвуковые расходомеры посылают сигнал известной частоты по всему потоку и измеряют, как поток изменяет ее. Это значение используется для определения расхода. Чтобы уменьшить рассеяние сигнала, измеряемая жидкость не должна содержать механические примеси или газ. Однако, при использовании доплеровской технологии, сигнал отражается от частиц в потоке вместо того, чтобы отражаться от другой стороны трубы. Частицы потока перемещаются с такой же скоростью, что и поток. Преимущество ультразвуковых расходомеров заключается в том, они работают в пределах высшего диапазона, могут обрабатывать разнообразные расходы и не имеют подвижных частей. Его применение в отраслях водоочистки и водоподготовки включает измерение охлажденной воды, потоков соляного раствора и соленых шламовых вод, расхода воды.

Electromagnetic Flow Meters

Электромагнитные расходомеры

Electromagnetic flowmeters, also known as magmeters, are a popular choice among instrument engineers, making up about 20 percent of flowmeter installations.

Faraday’s law says that a conductor moving through a magnetic field produces an electric signal. In this case the fluid is the conductor and electromagnetic coils surrounding the meter body generate the magnetic field. If an electrical conductor is moved in a magnetic field, which is perpendicular to the direction of motion and to the conductor, an electrical voltage is induced in the conductor whose magnitude is proportional to the magnetic field strength and the velocity of the movement.

In order to utilize the operating principle, it is imperative that a magnetic field exist within the pipe and that the induced voltages can be measured without any form of interference. Two coils generate the magnetic field that extends through the pipe only when if it is not shunted by permeable pipe materials. For instance austenitic steel does not hinder the magnetic field; therefore it is the most commonly used material for the meter pipe in the electromagnetic flow meter. To prevent shorting out the induced signal voltage, the inner surface of the metering pipe must be electrically insulating.

The signal voltage is measured at two electrodes which are in galvanic contact with the fluid. An additional requirement for the operation has already been mentioned, namely the fact that the fluid must be an electrical conductor. Therefore a minimum conductiv● Fig. 3. Standard design of elecity of 20; 5; 0.05 μS/cm tromagnetic flow meter. is required. This is very ● Рис. 3. Типовая конструкция dependent on the type электромагнитного расходомера of flowmeter.

Электромагнитные расходомеры, также известные как магметры, пользуются популярностью среди инженеров по КИП, составляя примерно 20% всех установок расходомеров. Закон Фарадея гласит, что проводник, проходя сквозь магнитное поле, формирует электрический сигнал. В данном случае жидкость является проводником, а электромагнитные катушки, прилегающие к корпусу расходомера, образуют магнитное поле. Если проводник перемещается в магнитном поле, которое перпендикулярно направлению движения и проводнику, то в проводнике индуцируется напряжение электрического тока, чья величина пропорциональна силе магнитного поля и скорости движения. Чтобы использовать этот принцип работы необходимо, чтобы внутри трубы было магнитное поле, и чтобы индуцированные напряжения можно было измерять без каких-либо помех. Две катушки создают магнитное поле, которое распространяется по трубе только в том случае, если оно не шунтируется вследствие негерметичных материалов трубы. Например, аустенитная сталь не препятствует магнитному полю; следовательно, она наиболее часто используется для труб счетчика в электромагнитном расходомере. Во избежание закорачивания сигнала индуцированного напряжения, внутренняя поверхность трубы должна быть электроизолирующей. Напряжение сигнала измеряется на двух электродах, которые находятся в гальваническом контакте с жидкостью. Дополнительное требование к работе уже упоминалось, а именно тот факт, что жидкость должна являться проводником. Следовательно, необходима минимальная проводимость в 20; 5; 0,05 мкСМ/см. Это очень зависит от типа расходомера. Электромагнитные расходомеры используются в отраслях водоочистки и водоподготовки ввиду своей способности измерять почти все электропроводящие жидкости, пасты, шламовые водные растворы и эмульсии, демонстрируя длительную стабильность и точность. Температура, плотность, давление и вязкость не оказывают значительного влияния на измерения при использовании данного вида расходомера. Электромагнитные расходомеры имеют диапазон регулирования в пределах от 1 000 до 1, в зависи-

Flow Поток

● Fig. 2. Doppler ultrasonic flowmeters work best on slurries and

dirty liquids (photo courtesy of ABB Inc). ● Рис. 2. Доплеровские расходомеры работают лучше всего

SOURCE: ABB / ИСТОЧНИК: ABB

на шламовых водах и жидких отходах (фотография любезно предоставлена компанией ABB Inc).

40

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

Electromagnetic flow meters are used in water and wastewater industry due to its ability to measure almost all electrically conducting liquids, pastes, slurries, and emulsions with excellent long term stability and accuracy.

Temperature, density, pressure, and viscosity have no major influence on measurement using this type of flow meter.

Electromagnetic flow meters have rangeability up to 1,000to-1, depending on the maximum tolerable measurement error. For flow velocities of 0.5 to 50 ft/sec, accuracies are usually stated as a percent of rate, for lower velocities, accuracies are stated as a percent of span. Typical velocities measured range from three to 15 ft/sec for water and clean chemicals, three to six ft/sec for abrasive fluids, and six to 12 ft/sec for coatings and liquids with entrained air.

Electromagnetic flow meter applications in the water and wastewater industries include, wastewater feed, sewage, demineralised water.

РАСХОДОМЕТРИЯ мости от максимальной допустимой ошибки измерений. Для скоростей потока от 0,5 до 50 футов/сек, показатели точности обычно указаны в виде процента скорости, а для более низких скоростей, показатели точности указываются в виде процента диапазона. Обычные измеренные скорости составляют от трех до 15 футов/сек для воды и чистых химикатов, от трех до шести футов/сек для абразивных жидкостей и от шести до 12 футов/сек для покрытий и жидкостей с увлеченным воздухом. Электромагнитный расходомеры в отраслях водоочистки и водоподготовки применяются для сточных вод на очистных сооружениях, для канализационных водостоков и деминерализованной воды.

Расходомеры объемного вытеснения

Positive displacement meters take a physically enclosed volume of fluid and move it from upstream to downstream of the metering point. The sum of these operations is an indication of the amount of liquid which is moved over a period of time. An expected accuracy of 0.25 percent for a positive displacement (PD) meter can be attained under proper conditions. Positive displacement meters measure discrete quantities of the flowing fluid. The rotating element is mechanically coupled to a transmitter or counter which integrates or totals the counts to provide an indication in units of gallons, liters, cubic feet, etc.

Some common types are: rotating vane, bi-rotor, rotating paddle, oscillating piston, and oval gear meters. Positive Displacement (PD) meters are useful for large quantities of liquid. At the same time, a measured quantity of liquid for every revolution is moved from the inlet to the outletof the meter. These are accurate instruments, which are suitable for flow rates of between 200 and 40,000 cu.m/hour.

Typical applications in water and watewater industry are measuring water and process cooling, water in plumbing systems etc

Расходомеры объемного вытеснения отбирают физически замкнутый объем жидкости и перемещают его выше по потоку и ниже по потоку оносительно точки измерения. Сумма этих операций указывает на количество жидкости, которое удаляется за период времени. При надлежащих условиях для расходомера объемного вытеснения может быть достигнута расчетная точность в 0,25%. Расходомеры объемного вытеснения измеряют дискретные величины расхода. Вращающаяся часть механически соединяется с передающим устройством или счетчиком, который определяет среднее значение или суммирует значения для выдачи показаний в таких единицах измерения, как галлоны, литры, кубические футы и т.д. Некоторые распространенные виды: вращающая лопатка, двойной ротор, вращающаяся лопасть, вращающийся поршень и счетчики с овальными шестернями. Расходомеры объемного вытеснения используются для больших количеств жидкости. При этом измеряемое количество жидкости для каждого цикла перемещается от входа к выхода расходомера. Это точные контрольноизмерительные приборы, которые подходят для расходов от 200 до 40 000 м³/ч. Обычные виды применения в отраслях водоочистки и водоподготовки – измерение воды и охлаждения по ходу технологического процесса, воды в водопроводно-канализационных системах и т.д.

References

Список справочной литературы

Frenzel, F., ET AL “Industrial Flow Measurement Practice” ABB Automation Products, Germany.

Gas Processors Suppliers Association Engineering Data Book SI Version, 11th Edition Volume 1, Section 4.

Ron Madison, “A Report on Modern Turbine Flow Meter Enhancements”.

Nwaoha, C., “Flow Meters: Minimizing Flow Measurement Setbacks”, PetroMin, (March/ April 2009), pp. 42-46.

Frenzel, F., ET AL “Industrial Flow Measurement Practice” ABB Automation Products, Germany.

Gas Processors Suppliers Association Engineering Data Book SI Version, 11th Edition Volume 1, Section 4.

Ron Madison, “A Report on Modern Turbine Flow Meter Enhancements”.

Nwaoha, C., “Flow Meters: Minimizing Flow Measurement Setbacks”, PetroMin, (March/April 2009), pp. 42-46.

Positive Displacement Meters

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

41

CERTIFICATION

Certification and Industrial Safety in the Oil and Gas Industry Сертификация и промышленная безопасность в нефтегазовой отрасли Denis Sherishorin

42

Денис Шеришорин

il and gas industry is rightly recognized as one of the most dangerous professional domains. Despite the developed by the state legal regulations for industrial safety – and a dramatic drop in numbers of work-related accidents over the past 15 years – the number of calamities is still large and the consequences are disastrous.

Crashes and failures of technical equipment are the most common cause of accidents. To limit the contingencies, complex and hazardous equipment shall be subject to mandatory conformity to safety requirements. In Russia, oil and gas equipment must comply with the requirements outlined in the regulations “On Machinery and Equipment Safety”, which is confirmed by either a mandatory certificate or a declaration of conformity.

The certificate tells the buyer that the equipment complies with safety regulations, providing a guarantee of acquiring a technical device confirming to independent assessment and the lab tests.

In reality, not all certificates provide such a guarantee – the market is packed with cowboy companies that will leave you with useless paper pile. Also, quite often due to lack of competent experts within an organization, certificates are being issued in violation of certification laws and regulations.

Every so often, the forgery of the certificate comes as a complete surprise for the manufacturer. If an agency has “doctored” the certificate, it is likely that the money will be wasted, and the manufacturer is highly unlikely to get a compensation. Again, the penalties for issuing false certificates are relatively low. Yet a company selling such equipment does so at own risk: after the first inspection the products will be confiscated and all those responsible – fined.

If the certificate issuing authority made a genuine error, the company only has to approach the authority and indicate the error, which then will be corrected and the document – replaced. This happens when the authority originally servicing the applicant, held a certification in accordance with the current legislation. An authority should issue certificates only within its field of accreditation. Accordingly, an expert may sign only the certificates where the certified products comply with his/her accreditation level. That is, the experts are responsible for each and every document they sign.

O

Н

How Сan a Сompany Defend Itself From the Unfair Cooperation?

Как обезопаситься заявителю от недобросовестного сотрудничества?

First of all, it is important to run checks on the certification agency itself. The agency can be found in a special regis-

В первую очередь, важно проверить сам орган по сертификации. В зависимости от системы, в которой необхо-

ефтегазовая отрасль по праву признается одной из самых опасных областей деятельности. Несмотря на меры, принятые государством в правовом регулировании промышленной безопасности, и значительное снижение аварий на производстве за последние 15 лет, их количество еще велико, а последствия бывают катастрофическими. Самая распространенная причина несчастных случаев – отказы и поломки технических устройств. Для снижения этого фактора, сложное и опасное оборудование подлежит обязательному подтверждению соответствия требованиям безопасности. На нефтегазовое оборудование распространяются требования технического регламента «О безопасности машин и оборудования» с выдачей обязательного сертификата, либо декларации о соответствии. Наличие сертификата говорит покупателю о соответствии оборудования требованиям безопасности, а это гарантия покупки технического устройства, прошедшего независимую оценку и лабораторные испытания. На деле не все сертификаты действительно дают гарантию. Рынок заполнен организациями, предлагающими только бумагу. Кроме того, часто по причине отсутствия в штате организации компетентных экспертов, выдача сертификатов производится с нарушением законов и правил сертификации. Иногда, нелегитимность сертификата становится для производителя неожиданностью. В случае, когда орган «нарисовал» сертификат, скорее всего деньги окажутся потраченными впустую и компенсацию производитель вряд ли получит. К тому же, штрафы за выдачу подложных сертификатов относительно невысокие. А вот реализовывать такую продукцию придется на свой страх и риск: при первой же проверке, продукция будет конфискована, а все ответственные лица – оштрафованы. Если органом при выпуске сертификата просто была допущена неумышленная ошибка, то при обращении и указании на эту ошибку орган исправит и заменит документ. Это происходит в том случае, если орган, в который изначально обратился заявитель, провел сертификацию в соответствии с действующим Законодательством РФ. Орган должен выдавать такие сертификаты, которые соответствуют области его аккредитации. Соответственно, эксперт вправе подписывать только тот сертификат, где сертифицируемая продукция соответствует его аттестату аккредитации. Таким образом, эксперт несет ответственность за каждый подписанный им документ.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

СЕРТИФИКАЦИЯ

димо провести сертификацию надо найти орган в реестре. Такие реестры есть на сайтах Ростехрегулирования на проведение сертификаDrafting of programs and methods (“PIM” in Russian), acceptance tests 5-10 working days* ции в системе ГОСТ Р и по Разработка программы и методики (ПИМ) приемочных испытаний 5-10 рабочих дней* Техническому регламенту и на сайте Комиссии ТС на PIM approval in Rostekhnadzor / Согласование ПИМ в органах 30 consecutive days** проведение сертификации в Ростехнадзора 30 календарных дней** рамках Таможенного союза.

Acceptance tests / Проведение приемочных испытаний *** Вторым весомым фактоCompletion of Safety Expert Review (“EPB” in Russian) 10 working days* ром является наличие штатПрохождение экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) 10 рабочих дней* ных экспертов в различных отраслях промышленности.

EPB approval in Rostekhnadzor / Согласование заключения ЭПБ в 30 consecutive days** О статусе эксперта говорит органах Ростехнадзора 30 календарных дней** его опыт, как и производPreparation and submission of application forms for a permit to ственный, так и в сфере серRostekhnadzor тификации. Также следует Подготовка и подача заявительных документов на получение обращать внимание на налиразрешения в Ростехнадзор чие в органе архива. Каждый Up to 60 consecutive орган обязан хранить в течеObtaining the permit / Получение разрешения days** / До 60 ние 5 лет не только копию календарных дней** выданного им документа, но * In the “Techno-standard” R&D Center / в ЭО «НТЦ «Техно-стандарт». и всю необходимую для сер** The period is defined by the Administrative Rules / Cроки определены Административным регламентом. тификации документацию. *** The period shall be based on the specific type of technical equipment and its usage conditions / Срок устанавливается в зависимости от конкретного вида технического устройства и условий его применения. На нефтегазопромысловое оборудование, применяtry, where it will be listed relative to its certification system. емое на опасно-производственном объекте, помимо сертиSuch registries are located at the Rostechregulirovanie web- фикатов соответствия необходимо получить Разрешение site (for GOST R and Technical Regulations certification sys- на применение Федеральной службы по экологическому tems) and at the Customs Union Commission website (for технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор).

Drafting of technical documentation: technical specifications, manuals, passports Разработка технической документации: технические условия, руководства по эксплуатации, паспорта

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

5 working days* per document 5 рабочих дней* на 1 документ

43

CERTIFICATION certification in the Customs Union). The second important factor is the presence of full-time experts in various industry segments. Expert status is defined by his experience in both industrial and certification fields. The company should also check whether the certification agency holds an archive.

Each agency is required to maintain the archive for five years, which must include not only a copy of the document, but also all the required certificatory documentation.

For oil field equipment used at hazardous production facilities, the company must get (apart from certificate of conformity) a usage permit from the Federal Environmental, Engineering and Nuclear Supervision Agency (Rostekhnadzor).

An expert can draft the approximate schedule for certification efforts and the required time using the “Rules for Using Technical Equipment at HIF”, “Rules for the Examination of Industrial Safety,” PB 03-246-98 and “Rostekhnadzor’s Administrative Regulations for the Implementation of its State Function of Issuing Permits for the Usage of Particular Technical Equipment at HIF”: According to the law, the expertise with a subsequent opinion statement is carried out by an expert agency licensed

by Rostekhnadzor for examination of industrial safety; the same agency can then be signed up for the acceptance tests. In practice, the expertise agencies (including the R&D Center “Techno-standard”) provide support for the entire cycle of permit authorization – such approach cuts the likelihood of possible failure in obtaining the permit due to submitting incomplete application forms or non-compliance of the application forms to Russian legal requirements and normative documents. The procedure itself is rather timeconsuming; it should be understood that a failure at any step increases the overall duration of getting the Usage Permit.

It seems that currently the state steps up its control over the usage of oil and gas field equipment at hazardous facilities. First of all the authorities check whether the companies hold the permits – certificates of conformity, certificates of industrial safety, usage permits from Federal Environmental, Engineering & Nuclear Supervision Agency.

For citizens, a minor violation leads to an administrative fine in the amount of 2,000 to 3,000 rubles; for the officials – from 20,000 to 30,000 rubles or disqualification for a period of six months to one year; for legal entities – from 200,000 to 300,000 rubles or administrative suspension of business for up to 90 days (Part 1, Article 9.1 of the RF Administrative Code). From Jan. 1, 2012 the fines increased tenfold.

If the violation of safety rules or conditions of license for mining, construction or other works, caused the death of two or more persons by negligence, then it is punishable by imprisonment for up to seven years, with disqualification to hold certain offices or practice certain activities for up to three years or more (Part 1, Art. 216 of the RF Criminal Code).

The choosing of the certification agency and expertise body should be approached with great care. Much attention should be given to the specialization of the certification agency and expertise body, reviews and recommendations from clients, experience and competence of the experts, option of getting a consultation on any issues or securing a field trip of the experts and professionals. The correct choice of the certification agency and expertise body is guaranteed to protect the client (producer, supplier or user) from unplanned costs and wasted time. Also, each document (certificate, declaration, usage permit, etc.) implies the responsibility of the owner of the document and safety of the equipment.

44

#5 May 2012

Руководствуясь «Правилами применения технических устройств на ОПО», «Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности» ПБ 03-246-98 и «Административным регламентом Ростехнадзора по исполнению государственной функции по выдаче разрешений на применение конкретных видов технических устройств на ОПО» можно составить примерную схему действий и затрачиваемые сроки: В соответствии с законодательством экспертиза с выдачей заключения проводится экспертной организацией, имеющей лицензию Ростехнадзора на проведение экспертизы промышленной безопасности, она же может быть привлечена при проведении приемочных испытаний. На практике экспертные организации (в том числе экспертная организация НТЦ «Техно-стандарт») оказывают сопровождение всего цикла получения разрешения, что значительно снижает вероятность возможных отказов в выдаче разрешения по причинам предоставления некомплектных заявительных документов, неполноты представленных сведений или несоответствии заявительных документов требованиям законодательства Российской Федерации и нормативных правовых актов. Сама процедура довольно длительная, поэтому следует понимать, что отказ на каждом этапе значительно увеличивает продолжительность получения разрешения на применение в целом. В настоящее время наблюдается усиление контроля государства за эксплуатацией нефтегазопромыслового оборудования на опасно-производственных объектах. В первую очередь, идет проверка наличия у организаций разрешительных документов – сертификатов соответствия, экспертизы промышленной безопасности, Разрешения на применения ФСЭТАН и других. Таким образом, незначительное нарушение влечет наложение административного штрафа на граждан в размере от 2 тыс. до 3 тыс. рублей; на должностных лиц – от 20 тыс. до 30 тыс. рублей или дисквалификацию на срок от шести месяцев до одного года; на юридических лиц – от 200 тыс. до 300 тыс. рублей или административное приостановление деятельности на срок до 90 суток (ч. 1, ст 9.1 КоАП). С 1 января 2012 года размеры штрафов возрастают десятикратно. Если нарушение правил безопасности или условий лицензии при ведении горных, строительных или иных работ, повлекло по неосторожности смерть двух или более лиц, то это уже наказывается лишением свободы на срок до семи лет с лишением права занимать определенные должности или заниматься определенной деятельностью на срок до трех лет и более (ч. 1, ст. 216 УК РФ). К выбору органа по сертификации и экспертной организации стоит подходить с большим вниманием. Большее значение следует уделить профильному направлению Органа по сертификации и экспертной организации, наличию отзывов и рекомендаций от клиентов, опыту работы и компетентности экспертов, возможности проконсультироваться по всем возникающим вопросам, выехать экспертам и специалистам на производство. Правильный выбор ОС и ЭО гарантированно обезопасит заказчика (производителя, поставщика или пользователя) от незапланированных финансовых и временных затрат. Кроме того, каждый документ (сертификат, декларация, разрешение на применение и др.) подразумевает ответственность обладателя этого документа и безопасность оборудования.

Oil&GasEURASIA

КОНТРОЛЬ ДОБЫЧИ

Remote and Condition Monitoring of Oil and Gas Sites: Key Benefits of Wireless Sensor Networks

Дистанционный и диагностический контроль технического состояния нефтегазовых месторождений: основные преимущества беспроводных сенсорных сетей Gianni Minetti, President and CEO, Paradox Engineering SA

Джанни Минетти, президент и исполнительный директор, Paradox Engineering SA

ith 1 million producing wells worldwide and an expected 42 percent increase of reserves by 2030, the oil industry is likely to continue its growth path in the next 10 years. Natural gas is also entering a sort of “Golden age”, since the International Energy Agency (IEA) forecasts that its use could double over the next 25 years to account for a quarter of the world’s energy demand.

However, increasing volumes don’t necessarily mean increasing profits: oil and gas companies nowadays need to improve control over sites performance and maximize production efficiency if they want to achieve their financial goals. No doubt the evolution of exploration and production technologies is fundamental to increase production while cutting costs, but relevant results can be obtained by revising data management processes to ensure that decisions are made as quickly as possible and, above all, based on consistent and reliable information.

The increasing need of real-time production monitoring can successfully be satisfied through a comprehensive and secure approach to data collection, transport and analysis – companies can unlock the value of information coming from the production workflow only if they have a solid infrastructure to collect data from wells, refineries, production plants, pipelines and facilities, and streamline this huge amount of information into their ICT systems, where it will be stored and processed in order to extract key and relevant information to increase efficiency and prevent loss in production.

The challenge of condition monitoring is even more complex if we consider that oil exploration interests tend to move to harsh areas, such as offshore or in the Arctics,

иллион скважин, разбросанных по всему миру, а также ожидаемый рост запасов углеводородов на 42% до 2030 года указывают на то, что в ближайшие 10 лет нефтегазовая отрасль, скорее всего, продолжит свое развитие. «Золотой век» также наступает и для газодобычи – согласно прогнозам Международного энергетического агентства (МЭА), использование природного газа может удвоиться в последующие 25 лет, покрыв четверть мирового энергопотребления. Однако растущие объемы не всегда означают увеличение прибыли: для достижения своих финансовых целей нефтегазовые компании должны оптимизировать добычу и максимизировать ее эффективность. Несомненно, развитие технологий разведки и добычи является основополагающим для повышения производительности с одновременным снижением затрат, но таких же результатов можно достичь, пересмотрев процессы управления данными таким образом, чтобы обеспечить максимально быстрое принятие решений на основе последовательной и достоверной информации. Растущую потребность в мониторинге добычи в режиме реального времени можно успешно удовлетворить, используя комплексный и безопасный подход к сбору, передаче и анализу данных – компании в состоянии проанализировать ценность информации о ходе производственного процесса, только если у них есть основательная инфраструктура для сбора данных со скважин, НПЗ, нефтехимические заводы, трубопроводы и другие объекты. Кроме того, им необходимо отправлять огромный объем информации в свои компьютерные системы, где данные будут сохранены и проанализированы с целью извлечь ключевую и актуальную информацию, необходимую для

W

М

Gianni Minetti is President and CEO of Paradox Engineering SA, and founded the company in 2005. Джанни Минетти является президентом и исполнительным директором компании Paradox Engineering SA, основанной им в 2005 году.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

45

PRODUCTION MONITORING

where the highest volumes are expected. As for natural gas, conventional sources will continue to represent the greater part of global supplies, but unconventional sources (shale gas or coalbed methane, for instance) will become increasingly important, therefore reinforcing the need of strict production monitoring.

How to collect and transport data coming from remote and even hazardous environments? In many cases, wired infrastructures are already in place, and companies are unlikely to upgrade the network or add new data points because of their expensive costs. In a typical oil or gas facility, thousands of sensors and data points are needed to ensure a proper asset monitoring, with hundreds of thousands of meters of cables are used to connect these devices – if we calculate that a new brand offshore platform has approximatively 800 km of wiring and that cable costs alone may vary from $120 to $6,000 per meter, it’s easy to understand why oil and gas companies are eager to protect their past investments and are not open to possible alternatives.

However, being stuck to wired process and sensor networks may prevent companies to successfully face emerging challenges such as market’s demand or regulatory changes, which require more performance and efficiency by increasing data collection frequency or installing additional data points (ie. to monitor emissions or new security parameters). Traditional infrastructures are generally complex to expand or integrate, above all in hard-to-reach locations or harsh environments where wired connectivity and wired network could be difficult, unreliable, too expensive or simply not viable.

Get to the Next Level With Wireless Sensor Networks Wireless sensor networks offer oil and gas companies immediate and measurable benefits, including improved performance, greater flexibility and reduced costs for installation and ongoing maintenance. Wireless data acquisition and transmission allow companies to have deeper, more granular and accurate information from production assets, therefore enabling effective plant monitoring and

46

#5 May 2012

увеличения производительности и предотвращения производственных потерь. Требования диагностического контроля технического состояния являются еще более комплексными – если принять во внимание, что нефтеразведка все больше переносится в труднодоступные регионы, такие как шельфовые или арктические зоны, где ожидаются наибольшие объемы добычи. Что касается природного газа, то здесь традиционные ресурсы все еще представляют бóльшую часть глобальных поставок – хотя нетрадиционные ресурсы (например, сланцевый газ или угольный метан) становятся все более затребованными, что усиливает необходимость строгого мониторинга производства. Как собрать и передать данные, поступающие из удаленных месторождений или даже из месторождений с опасными внешними условиями? Во многих случаях, инфраструктура проводных соединений уже установлена, и компании вряд ли будут модернизировать сеть или добавлять новые точки передачи данных из-за их высокой стоимости. Для контроля ресурсов типичного объекта нефтегазовой промышленности необходимо несколько тысяч датчиков и точек передачи данных, а также сотни тысяч метров кабеля для их соединения между собой – если подсчитать, что новая буровая платформа включает в себя около 800 км кабеля, а метр кабеля стоит от $120 до 6 тыс. – становится понятным, почему нефтегазовые компании так стремятся защитить свои капиталовложения, отворачиваясь от возможных альтернатив. В то же время, привязка к проводным технологиям и системам приборов может препятствовать успешному решению проблем, связанных с рыночным спросом или нормативными изменениями, которые требуют от компаний увеличения производительности и эффективности через уменьшение интервала сбора данных или установку дополнительных точек передачи данных (напр., для мониторинга загрязнений или новых параметров безопасности). Традиционные структуры зачастую слишком сложны для расширения или интеграции. Это тем более верно для труднодоступных регионов или агрессивной внешней среды, где проводные соединения и проводную сеть трудно устанавливать; они являются ненадежными, слишком дорогими или просто нецелесообразными.

Переход на следующий уровень с использванием беспроводных сенсорных сетей Беспроводные сенсорные сети приносят нефтегазовым компаниям мгновенную, ощутимую выгоду, включая улучшение производительности, гибкости, а также снижение стоимости установки и профилактического обслуживания. Беспроводный сбор и передача данных позволяют компаниям получать расширенные, более законченные и точные данные от производственных объектов, облегчая мониторинг заводов и поддерживая решения в режиме реального времени благодаря своей возможности передавать информацию напрямую в корпоративную компьютерную сеть.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2012

КОНТРОЛЬ ДОБЫЧИ

supporting real-time decisions thanks to the possibility to feed all data directly into corporate ICT systems.

As for the initial investment, a wireless technology project can cost up to 50-70 percent less than the wired option – considering hardware/material costs, engineering, installation, and global administration and management; in addition, several benefits are interesting to highlights: increased operational reliability and system uptime, increased operator and engineer productivity, improved asset utilization and personnel safety and many others.

Out of several options on the market, the most interesting approach seems to be to go for open standard, scalable and vendor independent wireless networks, so to offer the best risk/return for the investment. For example, they would not force any change to existing data points, allowing wireless devices to be implemented directly over the current sensor infrastructure, without requiring any infrastructure upgrade. They would allow to build one network and add additional applications when needed, at a fraction of the initial cost, in a plug and play mode.

RF penetration, noise immunity, dynamic adaptation of network tolology should be evaluated, since both parameters are particularly critical for reliable data transmission in oil and gas plants. Industrial wireless sensor network solutions generally use RF transmission on 2.4 GHz or above, which often proves to be inefficient in congested environments and features a low penetration factor.

Solutions based on IETF open standards – such as 6lowPAN – on sub-GHz ISM band with full mesh topologies should be preferred, since they grant higher penetration, noise immunity, dynamic adaptability to changes in the surrounding environments .

Other benefits of wireless sensor network solutions are more difficult to quantify, but still worth to list: as the system grows and more points are monitored and addi-

Что касается начального инвестирования, беспроводные технологии могут стоить на 50-70% дешевле, чем аналогичный проводной вариант – учитывая стоимость аппаратного обеспечения/материалов, инженерных работ, установки, общего администрирования и управления сетью. Стóит также упомянуть несколько особых факторов, таких, как повышение технической надежности и улучшение времени обработки, увеличение производительности операторов и инженеров, оптимизация использования объектов производства и многое другое. Как показывает опыт, из нескольких предлагаемых рынком решений наибольший интерес представляют масштабируемые, независимые от производителя беспроводные сети открытой архитектуры – такие структуры предлагают наилучшее соотношение «риск-доходность» для инвестиций. Так, для этих сетей нет необходимости изменять существующие точки передачи данных – беспроводные узлы устанавливаются непосредственно поверх существующей системы сбора данных, без необходимости проводить какую-либо модернизацию инфраструктуры. Такое решение позволяет установить одну сеть, а затем добавлять к ней по мере необходимости приложения в режиме автоматического конфигурирования за малую долю начальной стоимости. Необходимо проработать аспекты проникновения радиоволн, помехоустойчивости, динамической адаптации сетевой топологии – эти параметры особо важны для надежной передачи данных в структурах нефтегазовой индустрии. Промышленные решения для беспроводных сенсорных сетей обычно используют частоту радиоволн 2,4 ГГц и выше, что зачастую является недостаточным для таких переполненных сред из-за низкого коэффициента проницаемости сети. Нужно отдавать предпочтение решениям, основанным на открытых стандартах IETF – таких, как 6lowPAN (на промышленном, научном и медицинском

Wired vs. Wireless Sensor Network Cost Comparison Сравнение стоимости проводной и беспроводной сенсорной сети Investment Area / Сфера инвестиций

Quantifiable benefits Измеримые преимущества

Non-quantifiable benefits Неизмеряемые преимущества

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Wireless Saving/Benefit Экономия / Преимущества с использованием беспроводных сетей

Hardware, equipments and ancillary materials Аппаратные средства, оборудование и вспомогательные материалы

30-40%

Engineering / Инженерные работы

45-55%

Installation (cable and conduit) / Установка (кабель и коробы)

80-90%

Administration/Management Администрирование / Управление

50-70%

Additional data and information from additional applications Дополнительные данные и информация из дополнительно установленного ПО

Operational enhancements, faster decision making Усовершенствования работы, более быстрое принятие решений

Remote diagnosis/Calibrations Удаленная диагностика / Калибровка

Improved maintenance processes, new maintenance models, labor hour savings Улучшенный процесс обслуживания, новые модели обслуживания, экономия нормо-часов

More equipment monitored more often Более частый контроль большего количества оборудования

Damage/failure/shutdown risk lowering; increased productivity; safety and security improvements Снижение рисков повреждения / отказа / отключения; повышение производительности; улучшение безопасности производства

47

PRODUCTION MONITORING

● Showing Paradox Engineering

WSNi Gateway wireless solution. ● Беспроводное решение WSNi

Gateway компании Paradox Engineering.

tional applications added, more data will be added into the company knowledge systems; if the choice has been for a bidirectional, M2M wireless network, instrument calibration and equipment diagnosis can be performed remotely and more often – thus reducing equipment failures or forced shutdowns.

To further support the above listed benefits, most valid wireless sensor network solutions require no software to install, no heavy server side operations, very little maintenance – in brief, they provide almost unmanned deployment coupled a self-organizing, self-healing, adaptive and fault tolerant network. This is important for all industries, but particularly relevant for oil and gas companies: considering the harsh locations where plants are usually installed, shrinking workforce and budget constraints, no complexity in implementation, roll out and maintenance processes can be afforded.

Authentication, authorization, strong encryption – in a word, security - complete the set of features together with extended rang of temperature and hazard/explosion safe hardware, web-based management applications to further streamline configuration and management, and ultra low power technology coupled with long life battery operation (more than eight years) further help to streamline labor and personnel intervention, and overall efficiency.

One final remark is due to the choice of connectivity technologies: selecting a wireless sensor network being ready to scale from narrow band to broad band for data uplinking to the HQ is an attractive alternative to have highly reliable connectivity in typical oil & gas plant locations, where landlines are unreliable, of difficult access or inexistent. Working with a satellite network provider – and better with a virtual network operator – is an interesting option to consider to develop tailored solutions and, if necessary, hybrid infrastructures for business continuity applications and redundant communications.

The oil and gas industry represents an example of very high complexity in real-time production and condition monitoring, where wireless sensor network solutions can be particularly successful in providing an effective approach to data collection and transport for overall plant efficiency. Thanks to innovative wireless sensor network technologies oil and gas companies have the opportunity to leverage all the value of information coming from their assets and production workflow — but lessons from this market are useful and applicable for all industrial organizations having dispersed plants and facilities to be monitored.

48

#5 May 2012

диапазонах ниже 1 ГГц, с полносвязной ячеистой сетью), поскольку они обеспечивают более высокий уровень проникновения, помехоустойчивость, динамическую адаптацию к изменениям окружающей производственной среды. Другие преимущества решений беспроводных сенсорных сетей труднее выделить, но все же стоит перечислить: с ростом системы, с добавлением точек мониторинга и ПО, в систему накопления информации компании поступает все больше данных; если компания выбрала двунаправленную беспроводную сеть M2M, калибровку инструментов и диагностику оборудования можно проводить удаленно и с меньшим интервалом, что способствует уменьшению отказов оборудования и отключений. Указанные преимущества также подкреплены тем, что для большинства решений беспроводных сенсорных сетей не нужно устанавливать дополнительное ПО, резервировать серверное время или проводить частое профилактическое обслуживание – они действуют практически в автоматическом режиме, в то же время предоставляя отказоустойчивую сеть с функциями самоорганизации и самовосстановления. Такие свойства важны для любой сферы промышленности, но для нефтегазовой индустрии они имеют особое значение; учитывая труднодоступные места установки объектов, сокращение штата и бюджетные ограничения, компании не хотят проблем с установкой, внедрением и профилактическим ремонтом. Идентификация, проверка полномочий, криптостойкое шифрование – одним словом, безопасность – завершают список особенностей, вместе с расширенным температурным диапазоном применения, устойчивому к взрывам/ рискам аппаратному обеспечению, управлением на базе Web-интерфейса для дальнейшего упрощения конфигурирования и контроля, а также технология сверхнизкого энергопотребления, вместе с продолжительной жизнью аккумулятора (более восьми лет), – все это обеспечивает оптимизацию труда, более рациональное использование рабочей силы и повышение общей производительности. Последнее замечание относится к выбору технологий подключения: выбор беспроводных сенсорных сетей, готовых к масштабированию от узкой полосы частот до широкополосного соединения для передачи данных «в центр» – это привлекательное альтернативное решение для высоконадежной связи в стандартной зоне расположения нефтегазовых объектов, где наземные линии связи ненадежны, труднодоступны или их нет вообще. Работа с оператором спутниковой связи (а еще лучше с оператором виртуальной сотовой сети) – это интересный вариант для рассмотрения при разработке индивидуальных решений и, по необходимости, гибридных инфраструктур для обеспечения непрерывности бизнес-ориентированного ПО и резервных систем связи. Нефтегазовая промышленность представляет собой пример оперативного контроля добычи и диагностики технического состояния очень высокой сложности; здесь беспроводные сенсорные сети могут особенно пригодиться для обеспечения эффективного подхода к сбору и передаче данных для общей эффективности предприятия. Благодаря инновационным технологиям беспроводных сенсорных сетей, нефтяные и газовые компании могут получать полную отдачу от информации, поступающей с их объектов и операций; кроме того, уроки этого рынка полезны и применимы для всех промышленных организаций, имеющих несколько рассредоточенных предприятий и объектов контроля.

Oil&GasEURASIA

EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

Введение в портативные газоанализаторы Статья предоставлена компанией Honeywell

конкретных условиях чувствительностью (в частях на миллион/миллиард для токсичных газов или в объемных процентах для горючих). Например, в приборах, с помощью которых происходит обнаружение опасных концентраций токсичных газов или контролируется понижение уровня кислорода, применяются электрохимические сенсоры. Принцип действия этих сенсоров подобен аккумуляторной батарее, с той лишь разницей, что один из компонентов, необходимых для получения электрического тока, а именно сам определяемый газ, – отсутствует. Определяемый газ диффундирует в сенсор через фильтр и взаимодействует с электролитом. Это вызывает электрохимическую реакцию, в результате которой вырабатывается слабый электрический ток, пропорциональный концентрации определяемого газа (нА/ppm). В системах, предназначенных для определения горючих газов, применяются либо термокаталитические сенсоры (с подключением измерительного моста Уитстона), либо сенсоры, работа которых основана на использовании инфракрасного излучения. Эффект поглощения излучения определенной длины волны определенным газом используется для выявления присутствия такого газа в окружающей атмосфере. Этот метод хорош для контроля углеводородных газов и CO2 в среде инертных газов, так как в данном случае для обнаружения газа инфракрасным сенсором не требуется присутствие кислорода. Фотоионизационный метод применяется для определения летучих органических соединений (ЛОС). Фотоионизационный детектор (ФИД) использует действие ультрафиолетовых лучей на молекулы газа. Под действием такого излучения молекулы возбуждаются и теряют электроны, образуя положительно заряженные ионы. Эти ионы несут на себе электрический заряд, присутствие которого определяется высокочувствительным сенсором, реагирующим на изменение сигнального тока, вызванное наличием газа в концентрациях на уровне ppm (частей на миллион) или ppb (частей на миллиард).

Применение портативных систем обнаружения газов

В

дополнение к защите, обеспечиваемой стационарными системами обнаружения газа, для достижения более высокого уровня безопасности персонала часто требуется применять портативные устройства. В соответствии с их общим названием, портативные газоанализаторы являются индивидуальными средствами обнаружения опасности в окружающей среде. Портативные приборы отслеживают угрозы двумя способами: они либо предупреждают о присутствии газа, представляю-

50

щего непосредственную опасность, либо контролируют воздействие газа в течение определенного времени, сигнализируя о достижении пределов STEL (Short Term Exposure Limit; предел кратковременного воздействия) или LTEL (Long Term Exposure Limit; предел долговременного воздействия). Портативные приборы выявляют присутствие опасности с помощью различных методов. Выбор метода определяется двумя факторами – типом определяемого газа (токсичный и/или горючий) и требуемой в

Портативные системы обнаружения газов применяются во многих случаях, когда бывает необходимо обеспечить надлежащую защиту персонала, например, при проверке безопасности атмосферы в замкнутых пространствах, для контроля загазованности рабочей зоны на нефтехимическом производстве, при обработке сточных вод, при производстве пищевых продуктов и напитков, при контроле утечек огнегасящих веществ, при разведке и переработке нефти и газа, при транспортировке и хранении химических веществ и газов, при транспортировке опасных веществ, в области промышленной гигиены и при контроле захоронения отходов, в области холодильной техники и генерации электроэнергии. Как правило, портативные газоанализаторы необходимы во всех случаях, когда люди могут оказаться или работают в такой среде, где вероятно присутствие опасного газа.

Oil&GasEURASIA

ОБОРУДОВАНИЕ Выбор портативного газоанализатора Важным фактором, определяющим привлекательность для отрасли того или иного типа приборов, является соответствие характеристик прибора новейшим нормативным требованиям и правилам. Поэтому, например, возможность точного срабатывания сигнализации при превышении установленного порога концентрации определяемого газа, а также наличие у прибора характеристик, которые обеспечивают надежный непрерывный контроль при минимальном количестве ложных срабатываний, являются ключевыми условиями успеха. Величины выходного тока и рабочая температура прибора также имеют большое значение при мониторинге газов в потенциально взрывоопасных зонах. Приборы должны быть испытаны и сертифицированы на отсутствие искрения – фактора потенциальной опасности возникновения пожара или взрыва в среде, содержащей горючие газы. Например, детектор одного вида газа Gas Alert Extreme компании BW Technologies by Honeywell получил ряд документальных подтверждений искробезопасности (Intrinsic Safety; IS). Это означает, что мощность электропитания данного портативного устройства находится на достаточно низком уровне и генерируемый в нем ток недостаточен для образования искры или воспламенения газового облака. Кроме приборов класса IS (вид взрывозащиты Exia), существуют и приборы класса ЕХ (Explosion Proof; взрывобезопасные, вид взрывозащиты Exd). Конструкция таких приборов гарантирует, что возгорание, если таковое возникнет внутри прибора, не выйдет за пределы его корпуса, благодаря чему воспламенения не произойдет, даже если в окружающем воздухе содержится горючий газ в опасной концентрации. Портативные системы представляют собой анализаторы, определяющие один или несколько видов газов. На многих объектах возникает потребность в определении нескольких видов газов, вследствие чего приборы, способные это делать, пользуются растущим спросом во многих областях. Например, анализаторы Impact и Impact Pro компании Honeywell Analytics, а также анализаторы GasAlert Quattro и Gas Alert Microclip XT от BW Technologies by Honeywell могут определять четыре опасных компонента одновременно. В приборах Impact и Impact Pro легко сменяемая кассета содержит сенсоры горючих газов, кислорода, а также запатентованный сенсор Surecell™, предназначенный для определения токсичных газов. Такая система обеспечивает точный, надежный и непрерывный контроль. Большое значение придается размерам и эргономичности; предпочтение неизменно отдается легким компактным приборам, которые можно закрепить на одежде или на поясе. Кроме того, влаго- или грязезащищенные приборы также пользуются спросом, так как специально предназначены для примеНефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Газоанализаторы

самостоятельно решать многие задачи по обслуживанию. Характер и периодичность сервисных операций определяются такими факторами, как тип сенсора, простота их замены и трудоемкость проведения ударного испытания (проверка рабонения в условиях, где неизбежно присут- тоспособности газоанализатора путем измерения отклика при подаче газа). Газоанализаторы ствуют грязь и избыток воды. Газоанализаторы Gas Alert Extreme GasAlertMicroclip XT, GasAlertExtreme и серия (для контроля одного газа) и Gas Alert Impact от компании Honeywell отличаются простоMicroСlip XT (для контроля четырех газов той обслуживания. Приборы Impact и Impact Pro позволяют испольодновременно) отличаются компактным размером, эргономичны и просты в экс- зовать как заранее откалиброванные одноразовые плуатации, а у прибора Gas Alert Microclip XT рабо- сенсоры (не требуют дополнительной настройки), та c функциями меню осуществляется одной кноп- так и сменные сенсоры, любой из которых можно кой. Высокая степень защиты от воздействий окру- заменить быстрее, чем за минуту. Это дает возжающей среды (IP 67) позволяет использовать их в можность пользователю быстро получать различные конфигурации газоанализатора Impact жестких погодных условиях. Стоит также отметить, что, как и для любого ана- и Impact Pro с требуемым набором сенсоров. литического измерения, важную роль при выборе Приборы Impact и Impact Pro можно также испольприбора играет наличие дополнительных функций, зовать с устройством Enforcer, а GasAlertMicroclip простота управления (минимальное количество и XT, GasAlertExtreme с док-станцией Microdock II, размеры кнопок, удобство работы в перчатках) и предназначенной для проведения «ударных испысохранение данных, обеспечивающее возможность таний» поверочными смесями и калибровки газоаих передачи и последующего анализа. Важным фак- нализаторов и сокращающей время, необходимое тором является тип и количество аварийных сиг- для этих операций (ударное испытание выполняетналов; например, при высоком уровне окружающе- ся менее чем за две минуты). Док-станция Microdock го шума звуковые сигналы должны дублироваться II, помимо ударных испытаний и калибровки, дает световыми сигналами и вибрацией, дополнитель- возможность производить зарядку и сбор данных но привлекая внимание пользователя к возмож- с приборов GasAlertMicroclip XT, GasAlertExtreme, а ной проблеме. Анализаторы GasAlertMicroСlip XT, также других приборов из линейки BW Technologies GasAlertExtreme и серия Impact от компании by Honeywell, таких, как GasAlertMicro 5 (прибор на Honeywell располагают весьма впечатляющим набо- пять газов) GasAlertClipExtreme (прибор на один газ), ром функций, среди которых можно отметить функ- GasAlertQuattro (прибор на четыре газа) и передацию сохранения максимального значения, многоя- вать данные на ПК. В составе док-станции Microdock II можно установить до 10 модулей зычный дисплей и систему интуитивнос приборами, а управление функго меню с выводом инструкций циями тестирования, калибровки на дисплей, три уровня подаили сбора данных производится чи моментальных звуковых/ одной кнопкой. вибрационных сигналов, а Дополнительное удобство также сигнализацию о взведля пользователя обеспечивашенных по времени средет инфракрасный разъем, имеюних значениях концентрации щийся на всех портативных притоксичных газов. Impact Pro борах из линейки BW Technologies позволяет производить автоby Honeywell, позволяющий произматическую подкачку при ● Газоанализаторы водить быстрое подключение к этим удаленном отборе проб.

Impact/ Impact Pro для приборам аксессуаров для сбора В последнее время все одновременного контроля данных через модули док-станции большее значение придается четырех видов газов.

Microdock II или через соответствуютакому показателю, как полная стоимость владения. Затраты на техническое щие соединительные кабели. Достоинством газоанализаторов производства обслуживание и обеспечение работы газоанализаторов различаются в зависимости от типа выбранно- Honeywell является профилактический характер го устройства, и этот выбор, таким образом, влияет выполняемых операций по техническому обслужина частоту проведения технического обслуживания ванию, благодаря чему увеличивается время полезной работы оборудования и снижаются эксплуатаи итоговую стоимость владения. Согласно сложившейся практике, обслужи- ционные затраты. Для получения дополнительной ванием портативного оборудования занимаются информации о продукции и услугах, предоставляеспециализированные организации, но в послед- мых Honeywell Gas Detection, посетите наши сайты нее время, благодаря технологическому прогрес- www.gasmonitors.com и www.honeywellanalytics.com су, устройства стали более «умными» и удобны- или свяжитесь с нами по электронной почте ha.ru@ ми для пользователя, что позволяет оператору honeywell.com либо по тел. +7 495 960 9573.

GasAlertExtreme для контроля одного газа.

51

PUMPS

ADVERTORIAL SECTION

Sulzer Pumps Further Strengthens Its Presence in Russia with Opening of a Second Service Center Открытие второго сервисного центра в России позволит Sulzer Pumps упрочить свои позиции в России

Itamar Vandelli, CSS Director

S

ulzer Pumps, one of the world leader in pumping technology and solutions, is opening its second service center in Russia. Located in the city of Oktyabrsky, Republic Bashkortostan, it is a fully-fledged service center after the first in Khimki, Moscow which was opened in September 2011. It has a 24-hour hotline staffed with field service engineers available to provide customers with round-the-clock response.

The Oktyabrsky service center is a state-of-the-art service center with an area of 1,500 sq. meters and fully equipped to overhaul and repair all types of rotating equipment. Its close proximity to Ufa, Samara, Orenburg and other industrial cities in

52

Итамар Ванделли, директор службы поддержки заказчика

S

ulzer Pumps, одна из лидирующих компаний в мире по предложению насосных технологий и решений, открывает второй сервисный центр в России в г. Октябрьский (Башкирия). Этот полностью оборудованный сервисный центр был построен вслед за первым, открытым в г. Химки (Московская область) в сентябре 2011 года. В центре работает команда инженеров по ремонту, с которой можно связаться в круглосуточном режиме. Сотрудники сервис-центра готовы быстро предложить решения заказчику. Октябрьский сервисный центр – это современный цех площадью 1 500 м2, полностью обустроенный и укомплектованный для ремонта и модернизации любого типа вращающегося оборудования. Сервис-центр находится в непосредственной близости от таких городов, как Уфа, Самара и Оренбург, недалеко от нефтяных месторождений и нефтеперерабатывающих заводов, что позволит Sulzer Pumps быть еще ближе к заказчику. В сервисном центре работает команда инжене-

Oil&GasEURASIA

НАСОСЫ

the area of oil production fields and refineries brings Sulzer Pumps closer to customers. The service center houses service technicians, engineering, contract administration and sales staff providing services for a wide range of pumps used for different applications.

Fully operational in early 2012, the service center has industry leading mechanical design and hydraulic development support from the Sulzer Pumps’ engineering and technology groups globally for highly engineered projects. For additional spare parts requirements, it is backed up by a global network of spare parts manufacturing centers, including the parts processing center in Khimki.

Russia is a significant market for Sulzer Pumps and the aim is to further expand its presence with more service centers in the years to come. Drawing on the global expertise and network, in addition to the high quality new equipments, the company is now geared to provide world class service and solutions to customers.

Sulzer Pumps has been present in Russia and CIS countries for decades with sales presence in Moscow, St. Petersburg and Yekaterinburg. The company is recognized for delivering stateof-the-art product quality and performance reliability for a wide range of demanding applications in its core market segments of oil and gas, hydrocarbon processing, power generation, pulp and paper, water and wastewater. For years, Sulzer Pumps has been actively expanding its presence in the region.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ров, специалистов по продажам и логистике для обслуживания и ремонта насосов различного применения. Работы по созданию сервисного центра полностью завершились в начале 2012 года. Для реализации комплексных проектов, группы инженеров и технических специалистов Sulzer Pumps обеспечивают поддержку центра в области передовых разработок в конструкции насоса и усовершенствования проточных систем. Дополнительные поставки запасных частей осуществляются через глобальную сеть производственных центров Sulzer Pumps, включая центр производства запчастей в г. Химки. Для компании Sulzer Pumps Россия – важный рынок, поэтому в планах компании – открытие еще нескольких сервисных центров в ближайшее время. Помимо новейшего высококачественного оборудования, профессионализма, а также развитой сети сервисных центров, компания готова предложить заказчику сервисное обслуживание и решения в соответствии со стандартами мирового уровня. Компания Sulzer Pumps представлена в России и странах СНГ уже несколько десятилетий. Офисы продаж открыты в Москве, Санкт-Петербурге и Екатеринбурге. Общепризнанными являются качество и надежность продукции компании, задействованной для решения самых сложных и ответственных задач современного производства в основных сегментах – нефтегазовой и нефтеперерабатывающей промышленности, энергетике, целлюлозно-бумажной промышленности, водоочистке и водоснабжении. Уже многие годы Sulzer Pumps активно укрепляет свои позиции в регионе.

53

EXPANADABLES

ADVERTORIAL SECTION

Tatarstan-produced Expandable-Diameter Casing Pipes Aid in Damage Limitation for Deep Oil and Gas Wells Installation Projects Ликвидация осложнений при строительстве глубоких нефтегазовых скважин с применением расширяемых обсадных труб Abdrakhmanov G.S. (TatNIPIneft Institute), Zalyatov M.M. (Sistema-Servis Management Company), Goldenberg L.R., Fomin M.V. (NewTech Services), Timkin N.Y., Arslangaliev I.G. (Perekryvatel Company)

I

ncreasing well depths lead to exponentially growing consumption of materials and energy, reduced drilling speed, higher drilling costs. This is largely due to the zonal isolation requirement (for zones incompatible with drilling conditions, i.e. different-pressure zones, rockslides etc.), which is done using the protective casing strings. Evaluation of well geometry shows that 30 percent to 80 percent of casing pipe and well cement is spent to cover lost-circulation zones and rockslides. Though such zones are relatively weak (20-100 meters), casing strings used to cover them run for 500 to 4,000 meters or more. For this reason oil producers worldwide adopted zonal isolation technology with a telescopic arrangement of casing strings; the projects are designed with due consideration for covering all different-pressure zones and rockslides, which should ensure well drilling to the target depth with the minimum quantity of protective casing strings. Yet for difficult wells, particularly for exploration drilling, the technology is often out of options even at 4,000- to 5,000-meter depths – a well is brought up using small-diameter bits, which complicates drilling and fastening and severely limits the options for testing and subsequent production.

Traditionally, the technology used to address these issues is linked to the desire to increase the length of the uncased borehole section through constant regulation of drilling fluid density and its rheological properties. This approach leads to frequent oil-water-gas blowouts, circulation loss, rockslides, stuck drilling tools, and sometimes to the loss of the entire downhole. Casing quality of such segments also suffers, leading to behind-the-casing leaks and ultimately to negative consequences during well operation.

Also, some wells have to be abandoned or re-drilled – because there is currently no technology to isolate the unexpected trouble zones, that is, there is no protective casing strings for their isolation. Considering the above, designed in Tatarstan unconventional technology for local well casing by extensible-diameter dedicated casing pipes – without reduction of the well diameter and without cementing – has a particular significance for projects on complex and deep wells.

The researchers have provided the science behind the manufacturing of all equipment and hardware required for the local well casing. For serial production of extensible-diameter casing strings (dedicated cover segments), Perekryvatel company (a part of Sistema-Servis group of companies) installed a factory in Aznakaevo city, Tatarstan. For this project the company completed the entire set of works for design and manufacturing of the drawing-profiling mill (100-ton stretch force), designed a large range of non-standard equipment, improved the techno-

54

Абдрахманов Г.С. (Институт «ТатНИПИнефть»), Залятов М.М. (ООО «УК Система-Сервис»), Гольденберг Л.Р., Фомин М.В. (ООО «НьюТек Сервисез»), Тимкин Н.Я., Арслангалиев И.Г. (ООО «Перекрыватель»)

С

увеличением глубин скважин резко возрастает их материалоемкость и энергоемкость, снижаются скорости бурения, повышается стоимость буровых работ. В значительной мере это связано с необходимостью разобщения пластов, несовместимых по условиям бурения (разнонапорные пласты, зоны обвалов и другие), промежуточными обсадными колоннами. Анализ типовых конструкций скважин показывает, что от 30 до 80% обсадных труб и тампонажного цемента затрачивается для разобщения зон поглощения бурового раствора и обвалов пород. Несмотря на то, что такие пласты часто имеют относительно небольшую мощность 20-100 м, для их перекрытия используются обсадные колонны длиной от 500 до 4 000 м и более. Поэтому принятая во всем мире технология разобщения пластов с телескопическим расположением обсадных колонн проектируется с точки зрения перекрытия всех разнонапорных пластов и зон обвалов, что должно позволить бурить скважину до проектной глубины с минимальным возможным количеством промежуточных обсадных колонн. Но такая технология, при бурении в сложных геологических условиях, а особенно при бурении поисковых и разведочных скважин, зачастую исчерпывает свои возможности уже при глубинах 4-5 тыс. м, так как приходится добуривать скважину долотами малого диаметра, что затрудняет бурение и крепление и серьезно ограничивает возможности при испытаниях и дальнейшей эксплуатации скважин. Традиционно применяемые технологические приемы, направленные на решение этих проблем, связаны со стремлением увеличить протяженность открытого необсаженного ствола путем постоянного регулирования плотности бурового раствора и его реологических свойств. Такой подход приводит к частым водонефтегазопроявлениям, поглощениям бурового раствора, обвалам пород и прихвату бурового инструмента, а иногда и к потерям ствола скважины. Снижается и качество крепления таких интервалов, что вызывает заколонные перетоки, которые приводят к негативным последствиям уже в процессе эксплуатации скважин. Кроме того, из-за невозможности изоляции существующими методами зон осложнений, возникающих неожиданно, на изоляцию которых промежуточные колонны не предусмотрены, некоторые скважины приходится ликвидировать или перебуривать заново. В связи с этим, разработанный в Татарстане нетрадиционный метод локального крепления скважин расширяемыми в поперечном сечении профильными обсадными трубами, без уменьшения диаметра скважины и без цементирования, имеет особую значимость при строительстве сложных и глубоких скважин. Разработаны научные основы конструирования всего оборудования и сопутствующих технических средств для локального крепления стенок скважин. С целью Oil&GasEURASIA

РАСШИРЯЕМЫЕ ТРУБЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Fig. 1. The geophysical survey results and the seg-

ment for installation of the expandable tie-back casing. ● Рис. 1. Результаты геофизических исследований

и интервал установки расширяемой «летучки».

logical process of manufacturing the shaped tubes, developed the high-performance technology of induction heating of the pipes in annealing, and modernize the pipe shaping units. The result of this work is the complete solution to the problem of isolating the circulation loss zones, regardless of the intensity of the absorption and cavern porosity levels. Over 1,400 casing strings have been used instead of intermediate strings and tie-back casing.

A number of 3,000-4,000-meter deep wells (in Lithuania, Bratsk, Lena expeditions, Yamalneftegazgeologia, Orenburgneft) were doomed to abandonment and re-drilling as there was no technology to isolate the problem zones. All of them have been reworked using the equipment and technology of the local well casing and brought up to the target depth.

The high reliability of the local well casing technology and equipment for the fixing of local zones is proven by the fact that almost all the wells where the method was used were brought up to the target depth regardless of the number of tripping operations or drilling volume. For example, after fixing the thief zone of the Orenburgneft’s well No. 2602 with dedicated cover strings in the interval 3,294-3,321 meters, the company used rotary system to drill 1,167 meters within 1,008 hours, with 79 round-trip operations. There was no problem in the casing strings zone.

In February 2012 operator carried out a unique project on isolation of several problem zones using dedicated cover strings on well No. 2 at Muravlinskaya site in Saratov region. The well was drilled by “NewTech Services” company.

The well geometry is shown on Fig. 1. Main problems occurred on drilling from under the 245 mm diameter column in the segment 4,000-4,113 meters. In the segment 4,003-4,006 meters, mechanical speed grew to 17 meters per hour, water-gas blowouts started to appear with γ– 1.14 g/cu. cm. The segments 4,022-4,037 meters, 4,070-4,078 meters and 4,087-4,113 meters included the increase of the drilling speed, tool drops and circulation loss leading sometimes to a complete loss of circulation.

Reworking of the geological complication required 2,500 hours and 2,537 cubic meters of drilling muds, including 466 cubic meters of well clogging packs. During the liquidation of the absorption some 2,126 cubic meters of drilling fluid was lost.

After a large amount of isolation operations and the lack of a positive result, experts of “NewTech Services” and “Perekryvatel” decided to cover the problem zones with a dedicated cover strings OLKS-216 S (local well casing hardware, diameter 216 mm, with welded connection of the shaped pipes).

Isolation operation was successful after revision of the segment for installation of the cover casing string in line with the geophysical survey (Fig. 2). Some 124 hours were spent on technology operations for installing 124.5 meters of local well casing in the segment 3,991.5-4,116 meters – without reducing the diameter of the hole and without cementing. This equals five percent of the total time spent on isolation of this segment using different types of plugging material.

It is clear that know-how and equipment for local well casing is a very reliable and efficient technology brought by Tatneft’s experts working in well installation field; using modern expertize, it cuts down consumption of energy and materials, in parallel reducing the target time of well construction. The technology and hardware for local well casing with shaped pipes received over 45 patents in Russia and 59 – overseas. Developments in this field were awarded golden medals at the fourth International Salon of Industrial Property “Archimedes-2001” in Moscow and at Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

серийного производства расширяемых обсадных колонн (профильных перекрывателей) в г. Азнакаево Республики Татарстан построен завод ООО «Перекрыватель», входящий в группу компаний «Система-Сервис» (г. Альметьевск). Для этого был осуществлен весь комплекс работ по проектированию и изготовлению волочильно-профилирующего стана усилием 100 т, разработке большой номенклатуры нестандартного оборудования, совершенствованию всего технологического процесса изготовления профильных труб, разработке высокоэффективной технологии индукционного нагрева труб при отжиге, модернизации профилирующих устройств. Результатом этих работ является полное решение проблемы изоляции зон поглощений бурового раствора, независимо от интенсивности поглощения и кавернозности пород. Применено более 1 400 перекрывателей вместо промежуточных колонн и колонн-«летучек». Ряд скважин глубиной 3 000-4 000 м (в Литве, Братской, Ленской экспедициях, «Ямалнефтегазгеологии», «Оренбургнефти») были обречены на ликвидацию и перебуривание заново из-за невозможности изоляции зон осложнений существующими методами. Все они были восстановлены с помощью техники и технологии локального крепления и добурены до проектной глубины. О высокой надежности технологии и оборудования для локального крепления зон осложнений свидетельствует то, что почти все скважины, в которых применялся этот метод, добурены до проектной глубины, независимо от количества спуско-подъемных операций и объема бурения. Например, на скважине № 2602 «Оренбургнефть», после крепления зоны поглощения профильным перекрыва-

55

EXPANADABLES

ADVERTORIAL SECTION

IMPEX-17, the largest American exhibition of inventions that took place in May 2001 in Pittsburgh, Pennsylvania. In 2012 the invention was recognized with a silver medal of “Archimedes- 2012” for a modernized and more reliable hardware for installation of dedicated cover strings into the hole.

We hope that drilling and oil and gas companies wouldn’t keep on regardless of minor glitches, which tend to become serious problems with time. Simply provide project time for local well casing with extensible-diameter shaped tie-back casing.

телем в интервале 3 294-3 321 м, было пробурено роторным способом 1 167 м, и за 1 008 часов произведено 79 спускоподъемных операций. Никаких проблем в зоне крепления перекрывателем не было. В феврале 2012 года проведены уникальные работы по изоляции нескольких зон осложнений установкой профильного перекрывателя на скважине № 2 Муравлинской площади в Саратовской области. Бурение скважины осуществляла компания ООО «НьюТек Сервисез». Конструкция скважины приведена на рис. 1. Основные осложнения возникли при бурении из-под колонны диаметром 245 мм в интервале 4 000-4 113 м. В интервале 4 003-4 006 м механическая скорость увеличилась до 17 м/час и возникли газоводопроявления с γ – 1,14 г/см3. В интервалах 4 022-4 037 м, 4 070-4 078 м, 4 087-4 113 м при бурении было не только увеличение механической скорости бурения, но и провалы инструмента, с поглощением бурового раствора, до полной потери циркуляции. Всего на ликвидацию геологического осложнения было затрачено 2,5 тыс. часов, приготовлено бурового раствора и кольматационных пачек в общем объеме 2 537 м3, в том числе 466 м3 – кольматирующие пачки. Потери промывочной жидкости в скважине за время ликвидации поглощения составили 2 126 м3. После проведения большого количества изоляционных работ и отсутствия положительного результата, специалистами ООО «НьюТек Сервисез» и ООО «Перекрыватель» было принято решение о необходимости перекрытия зон осложнений профильным перекрывателем ОЛКС-216 С (оборудование локального крепления скважин диаметром 216 мм, со сварным соединением профильных труб). По данным геофизических исследований (рис. 2.) был откорректирован интервал установки перекрывателя, и успешно проведены изоляционные работы. На технологические операции локального крепления интервала 3 991,5-4 116 м (124,5 м), без уменьшения диаметра скважины и без цементирования, затрачено 124 часа, что составляет 5% от общего времени изоляционных работ, проведенных в этом интервале с применением различных видов тампонажных материалов. Очевидно, что технология и оборудование для локального крепления скважин являются весьма надежным и эффективным достижением компании «Татнефть» в области строительства скважин, при современном применении, значительно снижающем потребление энергии, материалов и сокращающем сроки строительства скважин. На технологии и технику локального крепления скважин профильными трубами получено более 45 патентов на изобретения Российской Федерации и 59 – зарубежных стран. Разработки в этом направлении удостоились золотых медалей на IV Международном салоне промышленной собственности «Архимед-2001» в Москве и на крупнейшей американской выставке изобретений «ИМПЕКС-17» в мае того же года в Питтсбурге, штат Пенсильвания, а в 2012 году – серебряной медали «Архимед-2012» за усовершенствованное, более надежное устройство для установки профильного перекрывателя в скважине. Наши пожелания буровым и нефтегазодобывающим компаниям – не надо доводить осложнения, возникающие при бурении, до серьезных проблем. Эффективнее в проектах по строительству скважин предусматривать технологию локального крепления расширяемыми в поперечном сечении профильными «летучками».

REFERENCES

ЛИТЕРАТУРА

1. Abdrakhmanov G.S. Well Casing by Expandable Pipes: Training Manual for Higher Education Institutions. Samara: ROSING Publishing House, 2003. 228 p.

2. Takhautdinov S.F., Ibragimov N.G., Abdrakhmanov G.S. et. al. “International Recognition.” Neftegazovaya Vertical (analytical magazine), No. 12, 2003. p. 57-59.

1. Абдрахманов Г.С. Крепление скважин экспандируемыми трубами: учебн. пос. для высших учебных заведений. Самара: Издательский дом «РОСИНГ», 2003.-228 с.

2. Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Абдрахманов Г.С. и др. Мировое признание. «Нефтегазовая вертикаль» (аналитический журнал), № 12, 2003; с.57-59.

● Fig. 2. Well geometry, Well No. 2, Muravlinskiy site. ● Рис. 2. Конструкция скважины №2 Муравлинской площади.

56

Oil&GasEURASIA

W e de l i v e r 70, 00 0 p a i r s o f the se e a c h m o n 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