June 2012 - Neftegaz by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS - UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE

Elephant Turns into Golden Eagle

p. / стр. 24

Exxon Neftegas Builds Russia’s Biggest Ice-Resistant Offshore Platform

DON’T FORGET TO VISIT US AT STAND 22C90 (Pav.2) AT NEFTEGAZ НЕ ЗАБУДЬТЕ ПОСЕТИТЬ НАШ СТЕНД 22C90 (ПАВИЛЬОН №2) НА МОСКОВСКОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ВЫСТАВКЕ

ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

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

www.oilandgaseurasia.com

Exxon Neftegas строит крупнейшую ледостойкую платформу в России p. / стр. 46

Post-Soviet Countries Poised to Join the “Shale Revolution”, The Multinationals Will Help Постсоветские страны готовы участвовать в «сланцевой революции» c помощью транснациональных компаний

OIL&GAS EURASIA · #6 · JUNE 2012

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

ВЗБТ НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ

БУРОВЫХ СТАНКОВ СЕРИИ «STALINGRAD»

НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ · №6 · ИЮНЬ 2012

400075, г. Волгоград, шоссе Авиаторов, 16 Телефон: (8442) 53-02-20, 53-04-40 Факс:

(8442) 53-02-02, 53-04-05

E-mail: info@vzbt.ru Сайт: www.vzbt.ru

ООО «ВЗБТ» ПРОЕКТИРУЕТ И ИЗГОТАВЛИВАЕТ: ● стационарные буровые установки

для бурения разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ с грузоподъемностью на крюке от 125 до 320 тонн; ● мобильные буровые установки

на автомобильном шасси грузоподъемностью на крюке 125 тонн; ● мобильные буровые установки на полуприцепе

грузоподъемностью на крюке от 125 до 200 тонн; ● агрегаты для бурения и ремонта скважин; ● полнокомплектное противовыбросовое

оборудование с диаметром проходного отверстия 180, 230, 280, 350 и 425 мм с рабочим давлением 21, 35 и 70 МПа, в том числе в коррозионностойком исполнении; ● буровые насосы; ● насосно-циркуляционные системы

и циркуляционные системы; ● ЗИП и узлы к буровому

и противовыбросовому оборудованию; ● другое нефтепромысловое оборудование. ● Оказывает услуги по шефмонтажу

и пусконаладке.

www.vzbt.ru

(to have a profitable and great time in Moscow) ow)

«Нефтегаз 2012» – НГЕ: «Ты нужен Красной Армии»

Z GA TE

Neftegaz 2012 – Oil&Gas Eurasia’s “Red Army” Wants You!

F Е ) RG NE FO US ) AT ТЬ №2 АВК N’T SIT v.2 ЕТИ ОН СТ DO VI (Pa ОС ЛЬ ВЫ TO C90 ТЕ П АВИ ВОЙ 22 ДЬ 0 (П ЗО D # БУ 2C9 ТЕГА AN ЗА ST НЕ НД 2 НЕФ AT Е СТ ОЙ Ш СК НА СКОВ МО НА

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

(для интересного и полезного времяпровождения ждения в Москве) Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

elcome to Neftegaz 2012! Look for Oil&Gas Eurasia’s “Red Army” to be out in force distributing our 8,000 bonus show-copies. And we hope you like what you find inside! Our “in the know, on the ground” Moscow-based editorial team offers a snap shot of what’s happening at top Russian operators – a retrospective on BP’s experience in Russia, now that TNK-BP is again in the news with yet another wrestling match between its owners. We look at Gazprom and the latest twist in its off-again, on-again LNG ambitions; there’s a piece on Rosneft’s foray into GTL (gas to liquids). And last but not least – Russian shale (yes, we have it.) And while at Neftegaz, we invite you to visit our client, Lufkin Industries (Stand # 21A10) and see what’s new in artificial lift. Lufkin engineers will be present five “Tech Talks” daily on the Lufkin stand. Details including times are on the special Lufkin promotional materials that you’ll find the Oil&Gas Eurasia “Red Army” also distributing throughout the show. Lufkin engineers will be covering the following topics in their presentations: ● Well controllers and automation solutions ● Well monitoring with Lufkin’s recently acquired Zenith technologies ● Realflext and Datac Software ● Pumps for artificial lift including beam pumping, progressive cavity pumps, rod pumping Gaslift and plunger lift ● In the last year, Lufkin has been transforming itself into a global provider of artificial lift solutions, building on its reputation as the world leader in beam pump technology and in well control systems that optimize production intelligently. Recent acquisitions that have bolstered the “intelligent” side of Lufkin’s optimization offerings and R&D support within its Automation portfolio, include: Dublin-based Datac Instrumentation Ltd., which provides SCADA (supervisory control and data acquisition) solutions for the oil, gas, power, water and waste water, transportation and marine industries. RealFlex Technologies Ltd, also Dublin based, provides real-time server software packages for SCADA and process control applications. Zenith Oilfield Technology Ltd., in Aberdeen, which provides innovative technology and products for monitoring and analysis of down-hole data and related completion products in the artificial lift market. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ыставка «Нефтегаз 2012» приветствует Вас! Не забудьте, что «Красная Армия» журнала «Нефть и газ Евразия» начинает распространение 8 тысяч бесплатных выставочных экземпляров. Мы надеемся, что вам понравится их содержание! Наш профессиональный московский редакторский коллектив предлагает вашему вниманию срез событий, происходящих в крупнейших российских компаниях-операторах. Во-первых, мы даем ретроспективу опыта ВР в России. Это стало особенно интересно теперь, когда компания ТНК-ВР вновь попала на первые полосы газет из-за очередных разногласий между ее владельцами. Мы также бросим беглый взгляд на Газпром с его метаниями в отношении проекта по сжижению природного газа; вы сможете прочитать о действиях НК Роснефть, связанных с проектом конверсии природного газа в синтетическую нефть. И наконец, последнее по списку, но не по значению – российский сланец (да, он у нас есть!). Гости выставки Нефтегаз приглашаются посетить стенд нашего клиента, компании Lufkin Industries (стенд № 21A10), чтобы ознакомиться со всеми инновациями в мехдобыче. На стенде Lufkin инженеры компании ежедневно будут проводить пять кратких технических презентаций по программе «Tech Talks». Все подробности, включая время начала презентаций, вы найдете в специальных рекламных материалах компании Lufkin, которые будет распространять «Красная Армия» журнала «Нефть и газ Евразия» во время работы выставки. В частности, инженеры компании Lufkin в своих презентациях затронут следующие темы: ● Контроллеры скважин и решения в области автоматизации; ● Мониторинг скважин с помощью технологий, предложенных компанией Zenith Oilfield Technology Ltd, недавно приобретенной компанией Lufkin; Компьютерные программы Realflext и Datac; ● ● Насосы для мехдобычи, включая станки-качалки, винтовые и штанговые насосы; ● Галифт и плунжерный лифт. В прошлом году компания Lufkin стала глобальным поставщиком технических решений в области мехдобычи и укрепила свою репутацию мирового лидера в области эксплуатации скважин станками-качалками и систем контроля скважин, оптимизирующих добычу интеллектуальным образом. Недавние поглощения, расширившие «интеллектуальную» составляющую продукции компании для оптимизации и повысившие уровень НИОКР в ее портфеле «Автоматизация», включают в себя следующие компании: Дублинская компания Datac Instrumentation Ltd., которая поставляет системы телеуправления и телеметрии (SCADA), применяющиеся в добыче нефти и газа, производстве электроэнергии, водоснабжении, утилизации сточных вод, на транспорте и судостроении и судоходстве; RealFlex Technologies Ltd, также базирующаяся в Дублине, поставляет сервисное программное обеспечение, функционирующее в режиме реального времени для SCADA и систем управления технологическими процессами; Zenith Oilfield Technology Ltd., (Абердин, Шотландия), поставляющая инновационные технологии и системы для мониторинга и анализа скважинных данных, а

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Datac’s newly developed SCADA information server is designed to integrate into multiple SCADA platforms via industry standard protocols. It represents the next generation of automation and is anticipated to become the future platform for Lufkin’s application server. These acquisitions also expand Lufkin’s Automation footprint into other energy-related industries such as power, water and waste water. Zenith is focused on two core segments. The first is down-hole monitoring, data gathering and control systems, providing gauges for all types of artificial lift applications, real-time optimization and control devices specifically for electric submersible pumps (ESPs) and progressing cavity pumps (PCPs), and quartz sensors for permanent reservoir monitoring. Zenith’s second segment is artificial lift completion systems for ESP pump systems, providing pump bypass systems, autoflow valves that increase the life of the pump, and custom completion design, services and training for E&P (exploration and production) customers. Zenith’s product portfolio, with its state-of-the-art down-hole sensing, automated system optimization and design of custom completion equipment for artificial lift applications, is a game-changer for Lufkin which traditionally has focused on surface systems. With Zenith, it now moves downhole and offers clients the ability to measure downhole conditions with real-time, accurate and repeatable data and adjusts surface equipment accordingly. In a news release made after the Zenith acquisition, Lufkin CEO Jay Glick said: “Zenith’s capabilities, combined with Lufkin’s existing automation control offerings and the advanced SCADA-related technologies we acquired in January 2012 through Datac Instrumentation Limited and RealFlex Technologies give Lufkin a very powerful package of automation products and services to help our customers reduce operating costs per well and increase production and ultimate reserve recovery. This latest acquisition gives Lufkin a complete closed system offering of all the surface and subsurface artificial lift equipment and technology (with the exception of the down-hole rod string) needed to efficiently and cost-effectively produce an oil or gas well”. And on the pumping side of things, don’t forget Lufkin’s acquisition late last autumn of Quinn’s Oilfield Supply Ltd., an Alberta firm that is among the largest manufacturers of reciprocating rod pumps in North America; and Grenco Energy Services, also Canadian, which manufactures and distributes progressive cavity pumps and related equipment. Oil&Gas Eurasia has recently formed a strategic partnership with The Oconto Group, which offers customized advisory services for oilfield equipment and service companies seeking to enter the Russian market – or in the case of Russian firms, advising on entry into markets outside of the CIS. With 18 years of in-country experience in Russia, we can help you find a distributor, set up a Moscow or West Siberian office, position your product or brand with correct messaging and audience selection. We solve Russian problems! And if you want to know more, I invite you to write me at p.szymczak@eurasiapress.com. Meanwhile, enjoy Neftegaz 2012 and don’t forget to visit our friends at Lufkin!

#6 June 2012

также смежных систем, применяющихся при заканчивании скважин при применении метода мехдобычи. Информационный SCADA-сервер, недавно разработанный компанией Datac, предназначен для интегрирования со SCADA-платформами через отраслевые стандартные протоколы. Такой сервер принадлежит к новому поколению систем автоматизации и в будущем может быть использован в качестве платформы для сервера приложений компании Lufkin. Эти приобретения также расширяют присутствие компании Lufkin как поставщика систем автоматизации для других энергетических отраслей, таких как, электроэнергетика, водоснабжение и утилизация сточных вод. В центре внимания компании Zenith находятся два профильных сегмента. К первому сегменту относятся скважинный мониторинг, системы сбора данных и контроля, измерительные приборы для всех видов мехдобычи, устройства оптимизации и контроля в режиме реального времени, особенно, для электрических центробежных насосов (ЭЦН) и, наконец, кварцевые датчики для постоянного мониторинга коллектора. Ко второму сегменту относятся системы заканчивания скважин при мехдобыче с применением ЭЦН, насосные байпасные системы, автоматические регуляторы потока, которые продлевает срок службы насосов, схемы заканчивания скважин для конкретного заказчика, поставка услуг и проведение подготовки заказчиков в области разведки и добычи. Номенклатура продукции компании Zenith, включающая новейшие системы скважинного мониторинга, автоматическую системную оптимизацию и проектирования оборудования для заканчивания скважин существенно повысила технические возможности компании Lufkin, которая традиционно была ориентирована на системы наземного оборудования. Продукция компании Zenith, позволяет компании Lufkin «уйти вглубь» и начать отслеживать скважинные условия посредством получения точных и воспроизводимых данных в режиме реального времени и на этой основе производить отладку наземного оборудования. В пресс-релизе, выпущенном после приобретения компании Zenith, Джей Глик, гендиректор Lufkin, заявил: «Возможности компании Zenith в сочетании с полученными в распоряжении Lufkin системами автоматизации и передовых SCADAтехнологий вследствие поглощения в январе 2012 года Datac Instrumentation Limited и RealFlex Technologies вооружают Lufkin мощнейшими системами автоматизации и услугами, помогающими нашим клиентам сокращать операционные расходы на скважину, наращивать дебиты и увеличивать суммарную добычу. Это последнее приобретение позволило компании Lufkin получить замкнутую систему для всего наземного и скважинного оборудования и технологий, применяющихся в мехдобыче (за исключением скважинных колонн насосных штанг) и необходимым для эффективной и экономичной эксплуатации нефтяных и газовых скважин». Что касается насосной техники, то не следует забывать о присоединении компании Quinn's Oilfield Supply Ltd. (провинция Альберта), осуществленном в конце осени прошлого года. Эта компания считается одним из крупнейших изготовителей штанговых глубинных насосов в Северной Америке, а также о присоединении еще одной канадской компании Grenco Energy Services, которая изготовляет и распространяет винтовые насосы и смежное оборудование. Журнал «Нефть и газ Евразия» недавно заключил партнерское соглашение с фирмой Oconto Group, которая предлагает специализированные консалтинговые услуги по промысловому оборудованию и с сервисными компаниями, которые хотят работать на российском рынке. Что касается российских фирм, то вновь образованное партнерство предлагает консалтинговые услуги по их выходу на рынки дальнего зарубежья. С нашим восемнадцатилетним опытом работы в России мы способны помочь найти дистрибьютора, открыть офис в Москве или Западной Сибири, и позиционировать вашу продукцию или бренд с нужным маркетинговым сопровождением и выбором аудитории. Мы умеем решать российские проблемы! Если вы хотите получить более подробную информацию, пишите мне по адресу p.szymczak@eurasiapress.com. А пока, желаю вам всем приятно и с пользой провести время на нашей выставке. Не забудьте навестить наших друзей на стенде Lufkin! Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Neftegaz 2012 – Oil&Gas Eurasia’s “Red Army” Wants You! (to have a profitable and great time in Moscow)

«Нефтегаз 2012 – НГЕ: «Ты нужен Красной Армии» (для интересного и полезного времяпровождения в Москве) TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

COVER STORY | ТЕМА НОМЕРА 24

“Berkut” Platform to Start Operating on Sakhalin-1 На «Сахалине-1» заработает платформа «Беркут» Exxon Neftegaz, the operator of Sakhalin-1 project, is nearing completion of the gravity base for its Berkut production platform. Once installed on the Arkutun-Dagi field, the platform will be Russia's largest existing production rig. ExxonMobil and Rosneft, partners in Sakhalin-1, plan to build dozens more of such platforms. Компания Exxon Neftegaz – оператор проекта «Сахалин-1» – объявила о завершении строительства гравитационного основания для платформы «Беркут». После того как будет смонтировано вернее основание, это сооружение станет крупнейшим в России и начнет добывать нефть на месторождение Аркутун-Даги. Участникам проекта ExxonMobil и «Роснефти» предстоит построить еще десятки платформ.

COMMENTARY | КОММЕНТАРИИ

BP and TNK – the Bickerson’s Head Towards Divorce BP и ТНК: Дело идет к разводу…

GLOBAL FOCUS | В МИРЕ

Pre-Salt Rush to African Opportunity К подсолевым горизонтам Африки

GAS TO LIQUIDS | СИНТЕТИЧЕСКОЕ ЖИДКОЕ ТОПЛИВО

Rosneft Launches its GTL project «Роснефть» запускает GTL-проект

DOWNHOLE EQUIPMENT | СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Downhole Wave Process Stimulates Oil Recovery Импульсная гидроударная технология и оборудование для ПНП

SHALE GAS | СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

Post-Soviet Countries Poised to Join the “Shale Revolution” The Multinationals Will Help

Постсоветские страны готовы участвовать в «сланцевой революции»

c помощью транснациональных компаний SORBENTS | СОРБЕНТЫ

Rehabilitation of Contaminated Soil and Water with Biodegradable Sorbents Рекультивация нефтезагрязненных земель и водоемов при помощи биоразлагающих сорбентов

LNG | СПГ

On the Threshold of LNG Revolution New Opportunities Open Up for Gazprom

СПГ-революция в России:

Перед «Газпромом» открываются новые возможности 4

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

№6 June 2012

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION COATINGS | ПОКРЫТИЯ

SIGMACOVER 240 – Multifunctional Anticorrosion Low-temperature Cure Coating SIGMACOVER 240 – универсальное антикоррозионное покрытие, отверждаемое при отрицательных температурах

FLEXIBLE TANKS | МЯГКИЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Flexible Tanks Obvious advantages for any company

Мягкие резервуары

Очевидные преимущества для любой компании EPC CONTRACTORS | ГЕНПОДРЯДЧИКИ

Complex Approach Throughout Комплексный подход во всем

TUBES | ТРУБЫ

Состояние и перспективы использования изделий из высокопрочных алюминиевых сплавов в нефтегазодобывающей промышленности

HEAT TRACING | СИСТЕМЫ ОБОГРЕВА

Нагревательные кабели третьего поколения – от концепции к реальности

ESP | УЭЦН

New Servicing Solutions Инновационный сервис

SCREW-TYPE PUMPS | ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ

Standard Series of Screw-Type Pumps Manufactured by VNIIBT – Drilling Tools Типоразмерный ряд установок винтовых насосов производства «ВНИИБТ-БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ»

DRILLING RIGS | БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ

Uralmash Oil and Gas Equipment Holding: The Sky is the Limit

«Уралмаш НГО Холдинг»:

Не останавливаться на достигнутом! INFRASTRUCTURE | ИНФРАСТРУКТУРА

Metallon and UrFU: Crafting High-Tech Independent Settlements for the Future «Металлон» и УрФУ: создание высокотехнологичных автономных поселений будущего

ТЕХНОЛОГИИ

«НТС-Лидер» разрабатывает и внедряет наукоемкие технологии для нефтяной и газовой промышленности

DRILLING | БУРЕНИЕ

Rotary Steerables Enable Extended-reach and Precision Control in Tight Zones

Роторные управляемые системы

обеспечивают возможность бурения с расширенным радиусом охвата и точный контроль направления в плотных пластах SUBSEA SERVICES | ПОДВОДНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

Integrated Solutions for Subsea Services from DOF Subsea Norway AS Комплексные решения по подводному обслуживанию от «ДОФ Сабси Норвей АС»

POWER GENERATION | ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

MOTOR SICH Provides High-Quality Energy Generation and Delivery «МОТОР СИЧ» обеспечит качественное производство и доставку электроэнергии

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ «ВЗБТ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Cover

Petroleum Africa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

Bentec . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

Magnetrol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

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

«Уралмаш» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

«Гидромаш-сервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Back Inside Cover

Weatherford . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

«Биттехника». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Insert

RO&G 2012. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43, 53

NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

«Техноэксперт» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

Sulzer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

PPG. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

«БКО». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Fidmash . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

MWM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

«Биаксплен» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

Heat Trace. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

Zirax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

Platts. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

«Техногарант» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

«Интегра» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

«Терра-Экология» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

«Газпром-бурение» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

«РЕАМ-РТИ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25, 29, 31

INGEOSERVICE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

«Буринтех» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

«Транскор-К». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

«Фирмсервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

«РусГазИнжиниринг» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

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

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

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

WEB EDITOR Lada Ponomareva

ВЕБ РЕДАКТОР Лада Пономарева

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/COLLAGE Galina Starinskaya / Pyotr Degtyarev TRANSLATION APRIORI Translation Agency, Predstavitel Service, Sergei Naraevsky CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina, Olga Popova (Rus) Anna Bovda (Eng/Rus) sales@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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/КОЛЛАЖ НА ОБЛОЖКЕ Галина Старинская / Петр Дегтярев 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 Ольга Попова 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: 20,000 © 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: 20 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2012, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Emerson Launches Roxar RMS 2012 Reservoir Modelling Solution

SOURCE / ИСТОЧНИК: EMERSON

Emerson Process Management has released Roxar RMS 2012, the latest version of its reservoir modelling software. The launch sees the continued expansion of Roxar RMS into the geophysics domain through a completely integrated reservoir modelling workflow which includes seismic interpretation, reservoir simulation, reservoir behaviour predictions, and uncertainty management.

The key new features of RMS 2012 include seismic inversion, seismic attributes, and field planning. ● RMS Seismic Inversion allows geoscientists to use seismic data to create a rock property model quickly and accurately through increased automation. High frequency information from well logs is combined with band-limited frequency information from the seismic data to provide a fast and highly automated seismic inversion tool. Computed elastic parameters can be used to condition both facies models and the petrophysical properties of the reservoir. RMS is the only inversion tool on the market today which can produce facies probability cubes automatically in the inversion process. Probability cubes also provide an excellent QC tool and generate information equivalent to many stochastic inversions. ● RMS Seismic Attributes is a powerful new visualisation toolkit which enables modellers to extract maximum value from their seismic data through the creation of attributes that more clearly define reservoir structure and guide the user through the facies modelling process. Key features include new importing tools for SEG-Y data sets and the fast and accurate visualisation of seismic data sets of any size through interactive opacity control and colour manipulation capabilities. The colour coded attributes are particularly useful for interpreting rock properties, structural features and hydrocarbon accumulations and can be used for guiding facies distributions and aiding the identification of faults and discontinuities. In this way, operators can derive more from their seismic data and better quantify rock and fluid properties in the reservoir. ● The RMS Field Planning functionality enables modellers to quickly and accurately create multiple, optimal well plans for their fields. RMS Field Planning reduces the number of planning iterations and speeds up the planning process, bringing an increased level of control to

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

Компания Emerson представила систему пластового моделирования Roxar RMS 2012 Компания Emerson Process Management выпустила последнюю версию программного обеспечения для моделирования резервуаров Roxar RMS 2012. Новая версия позволяет существенно расширить сферу применения Roxar RMS в области геофизики благодаря полностью интегрированной технологии моделирования коллекторов, включающей сейсмическую интерпретацию, динамическое моделирование пласта, прогнозирование поведения коллектора и управление неопределенностью. Среди новых функций RMS 2012 следует отметить сейсмическую инверсию, сейсмические параметры и план освоения. ● RMS Seismic Inversion (Сейсмическая инверсия RMS) позволяет геофизикам использовать данные сейсморазведки для быстрого и точного моделирования геологического разреза, используя автоматические средства. Высокочастотные данные, полученные из каротажных диаграмм, сопровождается данными сейсморазведки, полученными по ограниченным полосам, для быстрой и точной автоматической сейсмической инверсии. Рассчитанная эластичность используется как для построения фациальных моделей, так и для прогнозирования петрофизических свойств месторождения. RMS является единственным инструментом инверсии, представленном на рынке, который способен выполнить автоматическое построение фациальных кубов вероятности. Кубы вероятности представляют собой отличный инструмент QC, который позволяет обработать информацию в объемах, сопоставимых с результатами стохастической инверсии. ● RMS Seismic Attributes (Сейсмические параметры RMS) – это эффективный новый пакет инструментов визуализации, который позволяет пользователям извлечь максимум информации из сейсмических данных благодаря созданию параметров, которые определяют строение залежей и направляют пользователя при построении фациальных моделей. Система оснащена новыми средствами импорта данных для пакетов SEG-Y, которые обеспечивают быструю и точную визуализацию данных любых размеров благодаря интерактивному регулированию светонепроницаемости и цветовой гаммы. Цветовая кодировка параметров применяется для толкования свойств породы, определения свойств залежей углеводородов. Такая система облегчает процесс построения фациальных моделей и выявления проблемных зон и разрывов. Операторы получают возможность более точно определить свойства залежей и жидкости. ● RMS Field Planning (план освоения RMS) позволяет быстро и точно построить многочисленные планы освоения скважин. RMS Field Planning уменьшает количество повторных операций, необходимых при планировании, а также в целом ускоряет процесс планирования. Инструмент позвоOil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

field planning. The tool’s ability to design multiple targets, optimise pad and target locations, and automatically generate well paths with user defined constraints is particularly applicable to unconventional assets such as SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) and shale gas fields. Key features of RMS Field Planning include increased flexibility in importing and exporting multiple targets in Comma Separated Values (CSV) format files; a Target Generator which enables modellers to create multiple copies of a target input with horizontal or vertical distance; the automatic generation of planned trajectories through a new Well Assignment Table; and three new data objects which can be visualised or interactively edited in 2D or 3D. Emerson’s flagship reservoir modelling solution, Roxar RMS comprises 24 fully integrated software modules, including mapping, reservoir modelling, well planning, reservoir simulation and uncertainty modelling tools. RMS 2012 operates on Linux 64-bit, Windows XP and the Vista 32 and 64-bit platforms, as well as Windows 7 64-bit.

GE’s Bently Nevada Introduces New Portable Vibration Analyzers The SCOUT100 and SCOUT 140, the latest portable vibration analyzers from the Bently Nevada business of GE Measurement & Control, offer power and sophistication in feature-packed instruments while their intuitive and flexible operation ensure suitability for every level of vibration analyst. Based on a design with a proven track record of quality and innovation, the new vibration analyzers will find application throughout the oil and gas and power generation sectors, as well as in any application where reliable and accurate condition monitoring of rotating plant is necessary to ensure productivity and safety. “The new SCOUT series represents the first products resulting from our acquisition of Commtest in 2011”, explains Don Marshall, product manager at Bently Nevada. “The platform fits perfectly with our plans to expand our plant-wide monitoring capabilities as we bring together wireless monitoring, motor monitoring and in situ scanning, diagnostic and surveillance system as well as portable vibration analyzers, allowing us to offer a truly integrated condition monitoring solution for our customers”. Important features of instruments in the SCOUT platform are their ease-of-operation, accuracy, real time data collection and outstanding storage capacity. Ergonomic design, a large, high resolution backlit LCD and true leftand right-hand operation facilitate walk-around data collection. 2- or 4-channel input, which can be simultaneous, from sensors measuring acceleration, velocity, displacement and current or voltage, plus dual plane balancing, enable quick diagnosis and correction of dynamic unbalНефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ляет обработать многочисленные объекты, оптимизировать положение породной подушки и целевого объекта, а также автоматически определить траекторию ствола буровой скважины с учетом установленных пользователем ограничений - все эти свойства делают инструмент идеальным для таких нестандартных операций, как SAGD (гравитационное дренирование при закачке пара) и разработка месторождений сланцевого газа. Среди основных свойств инструмента RMS Field Planning следует отметить гибкость импорта и экспорта многочисленных объектов в формате Comma Separated Values (CSV). Target Generator позволяет создавать множество копий целевого входа на расстоянии по горизонтали или вертикали, а новый инструмент Well Assignment Table используется для автоматического построения плановых траекторий. Новые объекты можно отобразить или исправить в формате 2D или 3D. Инновационное средство моделирования компании Emerson, Roxar RMS, состоит из 24 полностью интегрированных программных модулей, включая инструменты картографирования, моделирования, проектирования скважины, моделирования коллектора и неопределенности. RMS 2012 1 работает на 64-битной платформе Linux, 32-х и 64-х битных платформах Windows XP и Vista, а также 64-х битной платформе Windows 7.

GE Bently Nevada представляет новые портативные виброанализаторы SCOUT 100 и SCOUT 140 – новейшие портативные виброанализаторы от принадлежащей GE компании Bently Nevada, представляют собой мощные усовершествованные приборы, интуитивное и гибкое управление которыми гарантирует возможность их использования специалистами по анализу вибраций любого уровня квалификации. Базирующиеся на конструкции с доказанными практикой показателями качества, новые виброанализаторы найдут применение во всех секторах нефтегазовой индустрии и энергетики, а также в любой области применения, где для обеспечения производительности и безопасности необходим надежный и точный контроль состояния вращающейся установки. «Новая серия SCOUT представляет собой первые продукты, явившиеся результатом принятия нами Commtest в 2011 году», – объясняет Дон Маршалл, менеджер по продукции компании Bently Nevada. «Эта платформа прекрасно подходит для наших планов по расширению возможностей мониторинга в масштабах завода, поскольку мы сводим воедино беспроводной мониторинг, мониторинг электродвигателей и систему сканирования, диагностики и надзора на месте использования, а также портативные виброанализаторы, позволяющие нам предложить нашим заказчикам действительно интегрированное решение по мониторингу состояния». Важными особенностями приборов на платформе SCOUT являются простота управления, точность, сбор данНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

#6 June 2012

SOURCE / ИСТОЧНИК: GE

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

● Important features of instruments in the SCOUT platform are their ease-of-operation, accuracy, real time data collection and outstanding storage capacity. ● Важными особенностями приборов на платформе SCOUT являются простота управления, точность, сбор данных в режиме реального времени и выдающаяся емкость памяти. ance. A 1GB memory allows virtually unlimited waveform and spectra storage. A USB host port allows data transfer to external USB memory and a 10 hour battery life and a lightweight IP65 case ensure that the instrument can be used for a whole shift in the most demanding of applications. The SCOUT series includes field-proven Ascent software so that it can be programmed with thousands of separate machine definitions covering a number of route choices. A library of more than 300 customizable parameter sets is available, enabling a wide array of measurement options. The software also incorporates waveform analysis tools and unlimited reporting flexibility, as well as statistical alarm creation and adjustment.

ных в режиме реального времени и выдающаяся емкость памяти. Эргономичный дизайн, большой ЖКД с высоким разрешением и подсветкой, а также возможность полноценного управления левой и правой рукой во многом способствуют сбору данных в процессе общего обхода. 2- или 4-канальный ввод данных (который может быть одновременным) от датчиков, измеряющих ускорение, скорость, смещение и ток или напряжение, плюс балансировка в двух плоскостях позволяют быстро выполнять диагностику и коррекцию динамического дисбаланса. Память емкостью 1 Гб позволяет почти неограниченное сохранение колебательных сигналов и спектров. USB-порт позволяет переносить данные на внешнее устройство USB-памяти, а рассчитанная на 10 часов работы батарея и легкий корпус класса защиты IP65 гарантируют, что прибором можно пользоваться в течение всей смены в самых жестких условиях применения. Серия SCOUT содержит проверенное в условиях эксплуатации программное обеспечение Ascent, так что в приборах можно программировать тысячи разных определений машин, при этом охватывая ряд вариантов маршрутов. Имеется библиотека из более чем 300 настраиваемых наборов параметров, которая предоставляет широкий выбор вариантов измерений. Программное обеспечение также включает в себя инструменты анализа колебательных сигналов и неограниченную гибкость составления отчетности, а также создание и регулировку статистических аварийных сигналов.

Компания Paradigm использует новую технологию NVIDIA Maximus

Компания Paradigm™ объявила о выпуске второго обновления приложения Paradigm 2011, которое позволяет ускорить расчеты для сейсмического анализа благодаря применению технологии NVIDIA Maximus™. Такая инновационная система позволяет выполнить сейсмический Paradigm™announces that the second update release анализ, используя мощность всего одного стандартного of its Paradigm 2011 application suite provides acceler- компьютера в интерактивном режиме, в кратчайшие сроки ated computation of seismic trace attributes through use и тем самым быстро определить структурные свойства of NVIDIA Maximus™ technology. This innovative imple- скважин и слоев по имеющимся сейсмическим данным. mentation enables seismic interpreters to calculate seismic Технология NVIDIA Maximus сочетает в одном компьюtrace attributes at their desktop in interactive or dramati- тере инструменты визуализации и интерактивного модеcally reduced times, in order to more quickly recover struc- лирования NVIDIA Quadro® GPUs, а также мощный вычисtural or depositional feaлительный блок NVIDIA Tesla® GPUs. tures from seismic data. Вычислительная платформа CUDA® NVIDIA Maximus и модель программирования делают technology combines the систему идеальным средством выполvisualization and interacнения высокоскоростных параллельtive design capability of ных вычислений благодаря примеNVIDIA Quadro® GPUs нению самых современных инструand the high-performance ментов оптимизации изображения computing power of Paradigm. NVIDIA Tesla® GPUs in Поль Хольцгауэр, исполнительa single workstation. Its ный директор по нефти и газу NVIDIA, CUDA® parallel computсказал, что «Благодаря применению ing platform and programParadigm 2011 на базе NVIDIA Maximus ming model make it partic- ● GPU-processed signal envelope and coherence cube. пользователи получают возможность ularly suitable for the high- (Data courtesy of AWE Limited) выполнения самых сложных операperformance computing ● Огибающая сигнала и куб когерентности, ций для сейсмического анализа на выполненные с использованием GPU. (Данные простых компьютерах, что позволяпредоставлены AWE Limited) ет оптимизировать интерактивное SOURCE / ИСТОЧНИК: PARADIGM

Paradigm Adopts Advanced NVIDIA Maximus Technology

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

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

performed by Paradigm’s advanced image enhancement tools. “By combining Paradigm 2011 with NVIDIA Maximus powered workstations, interpreters can now do complex seismic analysis on their desktops, improving the interactivity and enabling faster and better decisions,” said Paul Holzhauer, industry executive for Oil & Gas at NVIDIA. “By harnessing the parallel processing power of the GPU, Paradigm is leading the way in delivering a new generation of exploration tools that will yield higher success rates in exploration”.

REAM-RTI Сompound Improves Antifriction Properties

before processing необработанные

after AAM после ААМ

time время

SOURCE: REAM-RTI / ИСТОЧНИК: РЕАМ-РТИ

failure load момент страгивания

Elastomer compounds used to produce gaskets, marine block bearings, bottom-hole engines, screw pump stators and other heavy duty components that are exposed to sliding friction. Such highly resistant components should have low friction factor and minimal instant of move. Existing elastomers are being constantly modified in order to improve their performance properties. Different modification types can be used: three-dimensional modification (injecting modifiers at the initial elastomer production stage), surface modification (processing the surface of finished components using modifiers), combined modification (volumetric+surface modification). REAM-RTI experts designed and patented absorptionabsorption modification (ААМ) method using nonionic agents as modifiers. ААМ method implies the immersion of finished products into modifier. Modifier is absorbed on the surface penetrating into material matrix. Migrating to the surface the modifier creates an operating layer, e.g., low friction layer and/or anticorrosive highly resistant layer.

● Fig. 1. Components tested before processing and after ААМ using nonionic agents (material — HNBR, Shore hardness А — 87, Shore А) ● Рис. 1 Результаты стендовых испытаний манжет необработанных и после ААМ в жидкой среде (материал — HNBR, твердость по Шор А — 87 ед. Шор А) Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

взаимодействие и ускорить процесс принятия решений. Использование GPU для параллельных вычислений выводит Paradigm на новый уровень качества и производительности исследовательской деятельности».

Композиция РЕАМ-РТИ улучшает антифрикционные свойств узлов Эластомерные композиции, применяемые для изготовления уплотнений, опорных подшипников судов и забойных двигателей, статоров винтовых насосов и др., работающих в режиме трения скольжения по гладким металлическим поверхностям, должны обладать высокой износостойкостью, низким коэффициентом трения и минимальным моментом страгивания. Улучшить комплекс свойств широко применяемых на практике эластомерных композиций можно при помощи модификации, которая позволяет улучшать комплекс эксплуатационных свойств существующих эластомерных материалов. Существует несколько методов модификации, такие как: ● объемная модификация – введение модификаторов на стадии изготовления эластомерных композиций; ● поверхностная модификация – обработка поверхности готовых изделий модифицирующими агентами; комбинированная модификация – сочетание объем● ной и поверхностной модификации. Специалистами ООО «РЕАМ-РТИ» разработан и запатентован способ адсорбционно-абсорбционной модификации (ААМ) с применением неиогенных ПАВ в качестве модификатора. Метод ААМ заключается в погружении готовых изделий в среду модификатора, он сопровождается адсорбцией модификатора на поверхности изделия и его абсорбцией в матрицу материала. Мигрируя на поверхность, модификатор создает функциональный слой: например, слой с низким коэффициентом трения или (и) повышенной стойкостью к агрессивным средам. Данная технология применяется для вулканизованных РТИ и не меняет их геометрические размеры. На рис. 1 приведены результаты испытаний манжет на основе HNBR необработанных и после ААМ в среде неиогенного ПАВ. Обработанные по технологии ААМ детали имеют значительно меньшие значения момента трения при страгивании и при эксплуатации. Особенностью ААМ РТИ является уменьшение на 30-50% остаточных деформаций сжатия (высокая восстанавливаемость геометрии после длительной деформации). Использование метода ААМ для ряда применений имеет ограничения. Требуется осмотрительность при выборе сред и режимов адсорбционно-абсорбционной Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Rimera Designed Unique Well Screen Izhneftemash JSC, a member company of Rimera group, completed research and development of a unique FSP-73 well screen. FSP-73/105 well screen is equipped with adjustable holes. It is installed in NKT-73 flow column to prevent sand and gravel particles (0-3 mm) from collapsing into the bottom-hole oil pumps. FSP-73/105 structure enables sectional connection of several screens in NKT column to ensure proper oil well fluid cleaning. Screens mounted outside simplify sectional hole adjustment, excellent maintainability and serviceability. The interrepair time of FSP-73/105 well screen was prolonged as compared to previous versions by using self-cleaning filtering elements activated upon the screen interaction with NKT column. Moreover, when the screen is clogged, oil well fluid is by-passed through centering skid holes to prevent dry pump operation. Izhneftemash was the first among local deepwell pump producers to design such screen. The company is currently in process of patenting the utility model in order to protect the proprietary’s rights for technologies used in FSP-73/105 construction.

SOURCE: TIZHNEFTEMASH / ИСТОЧНИК: ИЖНЕФТЕМАШ

Such technology is successfully used for vulcanized RTI because it does not affect their geometry. Fig. 1 shows HNBR packing ring tested before processing and after ААМ using nonionic agents. AAM-processed components have lower fraction at failure load and during operation. ААМ RTI reduce residual compressive deformation by 30-50 % (excellent geometry recovery after prolonged deformation). ААМ use is restricted. Care should be taken in selecting media and absorption-absorption modification methods for RTI designed for vacuum and high temperature operation. Such method is used in production of heavy duty moving packings installed on oil-production equipment. It improves the efficiency and reliability of elasomer coating of screw pumps and bottom-hole engines.

#6 June 2012

модификации для РТИ, предназначенных для эксплуатации в вакууме и при высоких температурах. Данный метод обработки находит применение в ответственных высоко нагруженных подвижных уплотнениях нефтедобывающего оборудования и может быть эффективен как средство повышения работоспособности эластомерных обкладок винтовых насосов и забойных двигателей.

«Римера» разработала скважинный фильтр уникальной конструкции ОАО «Ижнефтемаш», входящее в группу компаний «Римера», завершило разработку уникальной модификации скважинного фильтра ФСП-73. Скважинный фильтр ФСП-73/105 с регулируемым сечением отверстий устанавливается в колонне насосно-компрессорных труб НКТ-73 и используется для защиты глубинных штанговых насосов от попадания посторонних включений из скважин, песка и других механических примесей размером 0-3 мм. Конструкция ФСП-73/105 позволяет производить секционное соединение нескольких фильтров в колонне НКТ для тщательной очистки скважинной жидкости от примесей различной величины. Расположение фильтрующего элемента снаружи корпуса фильтра обеспечивает простоту регулировки сечения проходного отверстия, высокую ремонтопригодность оборудования и удобство в обслуживании. Межремонтный период фильтра ФСП-73/105 увеличен по сравнению с предыдущими модификациями за счет самоочистки фильтрующего элемента при его взаимодействии с колонной НКТ. Кроме того, при засорении фильтрующего элемента предусмотрен проход скважинной жидкости через отверстия в заглушке-центраторе, что предотвращает работу насоса, когда поступления скважинной жидкости нет, тем самым снижая риск поломки. Скважинный фильтр подобной конструкции «Ижнефтемаш» разработал первым среди отечественных производителей глубинно-насосного оборудования. В настоящее время предприятие работает над получением патента на полезную модель, для защиты прав на использование технических решений, примененных в фильтре ФСП-73/105.

Wireless Seismic’s Revolutionary CableFREE and RealTIME Seismic Acquisition System – Now Scalable to High Channel Count Configurations

Новая беспроводная система Wireless Seismic обеспечивает возможность расширения конфигурации каналов в реальном времени

Wireless Seismic introduces the RT System 2 – a significantly upgraded version of the RT 1000 system – that scales to 10,000+ channel configurations. RT System 2 delivers, at scale, the flexibility and reduced operating costs inherent in cable-less systems, along with the wellunderstood advantages of real-time cabled systems, including data security and data visibility. Seismic contractors no longer need to sacrifice real-time data return and risk compromising the quality and the security of their data

Компания Wireless Seismic представила обновленную версию системы RT 1000 - RT System 2, которая обеспечивает расширение до 10,000+ конфигураций каналов. RT System 2 обеспечивает гибкость системы при расширении и позволяет уменьшить операционные затраты по сравнению с традиционными беспроводными системами, сохраняя при этом преимущества кабельных систем, работающих в режиме реального времени, а также обеспечивая безопасность данных и возможность визуального контро-

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

Oil&GasEURASIA

#6 June 2012

● RT System 2 takes advantage of highly efficent radio technologies. ● В RT System 2 - решение, в котором применены современные радиотехнологии.

SOURCE / ИСТОЧНИК: WIRELESS SEISMIC

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

to get access to a high channel-count, cable-less system. During more than two dozen deployments of the RT 1000 in the Americas and Europe over the last couple of years, clients have commented on how much they like the functionality and ease of use of the RT 1000 system. Their primary request has been for a version of the system that can scale to very large channel counts. RT System 2 is Wireless Seismic’s response to these large channel-count requests. RT System 2 is designed and engineered to overcome the limitations of the currently available seismic recording systems and to deliver a reliable, cost-effective, easy-to-use solution for both conventional and unconventional seismic operations. RT System 2 will advance the way seismic data is acquired onshore – by taking advantage of highly efficient radio technologies, instead of bulky, heavy, unreliable cables and by overcoming the data QC, collection, transcription, and security limitations of ‘bliind’ nodal systems.

ля. Компаниям, которые работают в области сейсмической разведки, не требуется более жертвовать качеством данных, полученных в режиме реального времени, и безопасностью данных для получения доступа к многоканальным беспроводным системам. Система RT 1000 успешно применяется более чем на двадцати предприятиях в Америке и Европе в течении последних нескольких лет. Судя по отзывам пользователей, система RT 1000 обладает отличными эксплуатационными свойствами и проста в применении. Пользователи высказали пожелание получить возможность расширения до многоканальных конфигураций. RT System 2 представляет собой новую версию, разработанную компанией Wireless Seismic для многоканальных конфигураций. RT System 2 позволила устранить ограничения, присущие существующим системам фиксации сейсмических данных. Эта система представляет собой уникальное эффективное простое решение для стандартных и нестандартных сейсмических систем. RT System 2 изменила порядок получения сейсмических данных на побережье благодаря применению самых современных радио-технологий вместо громоздких, тяжелых и ненадежных кабельных систем и благодаря использованию узловых систем, которые позволяют устранить ограничения, присущие процессам получения данных QC, обработки и обеспечения безопасности.

INCOTEC CARGO Ships a Rig to Gazprom INCOTEC CARGO successfully delivered a 1,866 freight tons drilling rig from Italy to one of Gazprom divisions located in the Astrakhan region. The oversized equipment was shipped the warehouse of the manufacturer, DRILLMEC SPA, located in the Italian city of Piacenza. From the warehouse the disassembled rig (a total of 48 cargo places), including extraweight cargo 65 and 40 tons mounted on a trailer chassis, was delivered overground to the port of Genoa. In the port the equipment was consolidated and subsequently shipped in a single shipload on board of “Fehn Coral”to the port of St. Petersburg. In the St. Petersburg port the extraweight components for Gazprom rig were reloaded using a floating crane with of 100 tons lifting capacity. Further, the cargo was delivered overground to the warehouse of the consignee, the Astrakhan branch of the “Gazprom podzemremont Orenburg” company in to Astrakhan (Aksaraisky village). For transportation within Russia the company used: 7 specialized trawls for moving the oversized cargo, 2 truck tractors for moving out the trailers and 16 Euro-standard trucks for transporting the oversized parts. Al in all, INCOTEC CARGO needed just over two months for “door to door” delivery. Transportation of the equipment from Piacenza started on 26 March - on 30 May the rig has already been delivered to the warehouse of the consignee.

Компания «ИНКОТЕК КАРГО» доставила буровую установку для «Газпрома» Компания «ИНКОТЕК КАРГО» завершила проект по доставке из Италии буровой установки объёмом 1866 фрахтовых тонн для одного из подразделений компании «Газпром», расположенного в Астраханской области. Перевозка негабаритного оборудования осуществлялась со склада предприятия-изготовителя – компании DRILLMEC S.P.A. из итальянского города Пьяченца. Оттуда буровая установка в разобранном виде, насчитывающая 48 грузовых мест, в том числе тяжеловесы, смонтированные на прицепах-шасси весом 65 и 40 тонн, с помощью автотранспорта была доставлена в порт Генуя. Там оборудование консолидировалось и единой судовой партией было отгружено на борт теплохода «Fehn Coral», следующего в порт СанктПетербург. В петербургском порту тяжеловесные компоненты буровой установки для компании «Газпром» перегружались с использованием плавкрана грузоподъёмностью 100 тонн. Далее груз автотранспортом доставлялся в город Астрахань (пос. Аксарайский) на склад получателя - Астраханского УИРС филиала ООО «Газпром подземремонт Оренбург». Всего для перевозок по России было задействовано: 7 специализированных тралов для вывоза негабаритного груза, 2 седельных тягача для вывоза прицепов и 16 стандартных еврофур для вывоза габаритного груза. На реализацию данного проекта по схеме доставки «от двери до двери» потребовалось чуть более двух месяцев. Перевозка оборудования из Пьяченцы стартовала 26 марта, а уже 30 мая буровая установка была доставлена на склад грузополучателя.

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

Oil&GasEURASIA

3-е ПОКОЛЕНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРООБОГРЕВА! «Heat Trace» предлагает решения системы электрообогрева «под ключ», включая проектирование, производство, монтаж и пуско-наладку. «Heat Trace» – это безопасный обогрев для взрывоопасных зон!

«Heat Trace» производит самый широкий спектр саморегулирующихся кабелей. Мы занимаемся промышленным обогревом более 35 лет, производя нашу продукцию по высоким стандартам на территории Великобритании! Наши последние достижения вне конкуренции…

ВНЕ КОНКУРЕНЦИИ!

•

Ко Конструктивно онсттруукттив вно б безопасезо опассн ные ые ссаморегулирующиеся ам мор реггулир рующ щие еся каб кабели бел ли 3-го поколения

•

Пр Применение рим мен нен ние е каб кабелей белей й во о взрывоопасных взр рыв воо опасных ззонах она ах в уусловиях словиях к крайнего райн него о С евера с ми инима альн ной Севера минимальной ттемпературой ем мпе ера атууро ой -65°C и ниже (сер (сертификаты ртиф фика аты Г ГОСТ ОС СТ Approval) Р / FM MA pp pro oval)

•

арантия на продукцию до Гар рантия н ап род дукц цию д о 5л лет, ет, т, ра расчетная асч четтная я слу служба ужба а ээксплуатации ксспл луа ата аци ии 20 0 летт и более б ол лее е

До Д о+ +425°C 425°C

До +300°C

Саморегулирующиеся кабели FSM, FSLe, FSR, FSP, FSE, FSS, FSU, AFS

До +425°C

Идеальная замена высокотемпературного кабеля с минизоляцией (МIK) - это параллельный кабель АНТ, нарезаемый произвольными длинами при монтаже

Москва OOO «Хит Трейс СНГ» «Heat Trace CIS» Ltd. 105523, Москва, Щелковское шоссе, д. 100, офис 2022

www.heat-trace.com

Tел./Факс +7 (495) 211-01-50 moscow@heat-trace.de

COMMENTARY

BP and TNK – the Bickerson’s Head Towards Divorce

BP и ТНК: Дело идет к разводу… Commentary by Pat Davis Szymczak

“Nations have no permanent friends or allies, they only have permanent interests...” Lord Palmerston, (1784-1865)

nd so it is with BP in Russia circa 2012. BP’s divorce from TNK isn’t playing well for Russia’s image in the foreign media. Surprised? The press likes to call out business disputes in Russia like a football “play by play” in which Russia always gets the penalty flag. When shareholders in a private business argue and restructure their property interests, it is described in the business press as exactly that – if it is all western owners. But given the same relationship in a private company in which Russians and westerners share ownership, somehow the dispute becomes an indictment against doing business in Russia. So is BP a victim here? Hardly! Over many years in Russia, BP has played a game of chess for long-term gain. And considering how serious Russia takes its chess, BP has done a good job of it. BP might “exit” TNK-BP but it is certainly, not about to “exit Russia” as some foreign press put it. BP’s tie-up with TNK is one of many liasons it has had in post-Soviet Russia and like the others, it has outlived its usefulness and it is time to move on (not out.) Neither partner is “bad”, it’s just time to get a divorce. The irony is that when all the dust settles, BP will have profited handsomely from its relationship with TNK. And as the two move separately (or with new partners) into the future, BP will be most likely aligned with Russia’s national companies and the Kremlin, which uses energy policy as a tool of foreign policy. Meanwhile, TNK will have the freedom to expand outside of Russia and become a global player.

TIMELINE

1997

BP buys 10% of SIDANKO shares BP покупает 10% акций «СИДАНКО»

Комментарии Пэт Дэвис Шимчак

«У государств нет постоянных друзей и постоянных врагов, a есть только постоянные интересы…» Лорд Пальмерстон (1784-1865)

о же самое можно сказать и про BP в России в 2012 году. Разделение BP и ТНК не лучшим образом отражается на имидже России в западной прессе. Удивлены? Пресса любит преподносить деловые споры в России как трансляцию футбольного матча, в котором Россия постоянно получает право на пенальти. Когда акционеры частной компании спорят и реструктурируют их доли в собственности, то это описывается в деловой прессе так, как есть на самом деле. Но это только тогда, когда все они – западные бизнесмены. Если же речь идет о таких же взаимоотношениях в частной компании, в которой имеют интересы как российские, так и иностранные акционеры, то спор каким-то странным образом приобретает характер приговора, гласящего, что бизнес в России вести нельзя. Так стала ли BP жертвой в этом споре? Едва ли. За долгие годы работы в России BP сумела сыграть шахматную партию с долгосрочным преимуществом. И, учитывая то, насколько серьезно Россия играет свою собственную шахматную партию, BP выглядела вполне себе неплохо. BP может выйти из альянса ТНК-BP, но это, конечно, вовсе не означает ее окончательного ухода из России, как об этом говорят некоторые иностранные СМИ. Связка между BP и ТНК – один из многих вариантов сотрудничества, который BP имела в постсоветской России, и, подобно остальным, этот альянс также изжил себя. Теперь пора идти вперед – но не уходить. Никто из партнеров не был плохим. Просто наступило время развода.

1998

1999

The alliance between BP and Rosneft for Exploration in Sakhalin

BP Amoco: the oil spill in Alaska

Альянс BP и «Роснефти» для поисково-разведочных работ на Сахалине

BP Amoco: утечка нефти на Аляске

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

КОММЕНТАРИИ ● Semyon Kukes, the chemical engineer

turned CEO who established TNK's corporate culture of technology leadership. ● Семен Кукес, став руководителем ТНК, внедрил корпоративную культуру технологического лидерства. Ирония в том, что когда улягутся все страсти, BP получит серьезные барыши от своего сотрудничества с ТНК. И, по мере того, как две компании будут двигаться дальше раздельно (или с новыми партнерами), BP, скорее всего, будет сотрудничать с национальными российскими компаниями и Кремлем, который использует энергетическую политику в качестве инструмента своей внешней политики. В то же самое время ТНК получит свободу действий расширяться за пределы России и становиться глобальным игроком. Что же касается денежной стороны вопроса, вот что в начале этого месяца написал Крис Уифер, главный стратег компании Тройка-Диалог в газете «The Moscow Times»: «Выгода, которую BP получила от своих инвестиций в ТНК, делает этот альянс одной из лучших сделок в современной истории. В 2003 г. BP заплатила $7 млрд за 50% пакет акций ТНК. С того времени она получила $19 млрд дивидендов и, согласно отчетам, может получить $25 млрд или $30 млрд за принадлежащий ей 50% пакет акций ТНК, если продаст его в ближайшем будущем. Таким образом, прибыль составляет около $40 млрд, или почти 600% окупаемость инвестиций за 9-летний период. Даже с учетом того, что значительная часть этой прибыли была получена благодаря стремительному росту цен на нефть, мало где в нашем мире найдется примеров инвестиций, которые дали бы такую огромную прибыль за сравнимый промежуток времени». В Москве Г-н Уифер не является медийной личностью. Он – иностранный гражданин, живущий в Москве примерно с начала 90-х годов, и имеет авторитет среди других живущих в ней иностранных граждан как один из очень немногих аналитиков нефтегазовой отрасли, который по-настоящему понимает российскую действительность. Так какова же действительная история бизнеса BP в России? Эксперты Oil&Gas Eurasia провели небольшое

2000

2002

The new BP-logo: “Helios”

The alliance BP-Rosneft: the license for Kaygansko-Vasyukanski block’s exploration

Обновленный BP: логотип «Гелиос»

2001 British Petroleum

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

BP bought blocking shareholding of SIDANKO

Альянс BP-«Роснефть»: лицензия на геологоразведку Кайганско-Васюканского блока проекта «Сахалин-5» Увеличение доли в «СИДАНКО» до блокирующего

СОБЫТИЯ

On the money side of things, consider what Chris Weafer, chief strategist at Troika Dialog, wrote earlier this month in The Moscow Times: “BP’s return from its investment in TNK ranks it as one of the best deals in recent history. BP paid $7 billion for its 50 percent stake in TNK in 2003. Since then, it has received $19 billion in dividends and, according to reports, is in line to receive $25 billion or $30 billion for its 50 percent stake should it sell it in the near future. That comes out to a profit of about $40 billion, or a nearly 600 percent investment return over nine years. “Even though a lot of that profit was generated by the huge rise in oil prices, there are not many investments anywhere in the world that would have produced this huge return in the same time frame.” In Moscow, Weafer is no talking head. He is an expat Muscovite who has been around since the 1990s and he is respected by other expat Muscovites as one of the very few oil and gas analysts who really understands Russia. So what really has been BP’s business track record in Russia? The Oil&Gas Eurasia team did a little research, and I’ve peppered the results with my reminisces that go back to 1994 when I first landed in what was then Yeltsin’s Russia to work for the industry’s first (and then only) oil and gas trade publication – Russian Petroleum Investor – at a time when the first Soviet oil assets were under privatization. BP took its first serious steps in post Soviet Russia in 1997 when it paid $571 million for a 10 percent stake in Sidanco. BP’s objective at the time was to get Sidanco’s license to develop the Kovykta gas and condensate field in Iruktusk. TNK-BP recouped this investment in spring of 2011 when it sold the field to Gazprom for $770 million. Quoting analysts, the Financial Times reported than that markets expected Gazprom to pay far less, but the end result was win-win: TNK-BP got its money back while Gazprom secured the State’s monopoly on gas exports to China. Kovykta had been designated in Soviet times as the source of supply for Russian gas exports to China. Multiple pipeline routes were being discussed and the USSR invited in foreign specialists in the late 1980s, Amoco in particular, to help make those assessments. (Amoco, remember was later acquired by BP.) I recall talking to an Amoco executive in Moscow who had been at Kovykta in the 1980s. What he found so remarkable about the field was the reservoir pressure, which meant fewer compressors would need to be installed along the pipeline. Building to Beijing might actually be commercially viable.

#6 June 2012

COMMENTARY

TIMELINE

With the Kovykta license in hand, BP moved farther east to Sakhalin where it worked in 1998 with Rosneft to complete geological surveys of several blocks to the north of where ExxonMobil and Shell were working. today, BP still holds 49 percent in that venture in Sakhalin. TNK entered the picture in late 1999 when it staged a hostile takeover of Chernogorneft, Sidanco’s main production company. Peter Aven and Michael Fridman, owners of Alpha Group (one of the “A”s in AAR (Alpha-Access-Renova) which today constitutes the 50 percent Russian ownership of TNK-BP), admitted in the media at the time that that they wanted to strike out at fellow oligarch Vladimir Potanin since his Interros Group had beat out Alfa on three big deals including privatization of the state-owned telecoms holding company. TNK eventually bought Potanin out of Sidanco for $600 million and as part of the deal, BP was allowed to keep its 10 percent stake in Sidanco. TNK followed up with more hostile takeovers, including Canadian producer Yugraneft, a West Siberian independent owned by the Canadian holding Norex. During this time, Slavneft was also acquired. But it was during this turbulent period also that TNK laid the foundation on which it has built its reputation as a champion of western technology and management practice: in 1998, it recruited a Soviet born, U.S. citizen Semyon Kukes as President and CEO. While many Russian oil companies were being run by bankers and asset strippers (usually both), TNK’s Russian ownership put a Phd chemical engineer with academic credientals from the USSR Academy of Science and Rice University in Houston at the top of the management pyramid. His workplaces had included Amoco and at Phillips Petroluem. As Ben Aris, another respected Russia watcher and blogger wrote of Kukes in 2001: “… under a deal signed with the US Export-Import Bank, money was raised to hire Halliburton, to help manage TNK’s Samotlor field. This deposit was once one of the most productive oil deposits in all of Russia, but these days most of what the nodding donkeys are bringing up is water pumped down into the ground in Soviet times to maintain well pressure.” When local managers resisted Halliburton’s innovations, Kukes moved to Niznevartovsk to oversee things himself. He later recruited a whole tier of expat middle management whose job it was to also mentor young Russians to eventually replace the expats. TNK was unique in this regard among Russian oil companies. Others recruited foreigners for only executive suit positions, not engineering and other middle management where a real change in corporate culture could be affected.

исследование, а я приправила их результаты своими воспоминаниями, начинающимися с 1994 г. В то время я в первый раз прилетела на самолете в страну, которая тогда называлась ельцинской Россией, чтобы работать в первом (на тот момент – единственном) российском издании по нефтегазовому рынку – Russian Petroleum Investor в период приватизации первых советских нефтяных активов. Компания BP предприняла свои первые серьезные шаги в постсоветской России в 1997 г., инвестировав $571 млн в 10% пакет акций группы компаний Сиданко. Главной целью BP на тот момент было получение доступа к принадлежавшей Сиданко лицензии на освоение газоконденсатного месторождения Ковыкта в Иркутской области. ТНК-BP вернула себе эти инвестиции весной 2011 г, продав это месторождение Газпрому за $770 млн. Приводя высказывания аналитиков, газета Financial Times написала тогда, что рынки ожидали, что Газпром заплатит гораздо меньше, но конечный результат был выгоден обеим сторонам: ТНК-BP вернула свои вложенные деньги, а Газпром упрочил свою государственную монополию на экспорт газа в Китай. В советское время Ковыктинское месторождение предполагалось использовать в качестве источника для поставок российского газа в Китай. Обсуждались многочисленные варианты маршрутов прокладки газопроводов, и в конце 80-х годов СССР пригласил иностранных специалистов, в частности, из компании Amoco, для оказания помощи в оценках. (Компания Amoco была, напоминаю, впоследствии приобретена BP.) Помню свой разговор в Москве с одним из директоров Amoco, который в 80-х годах побывал на Ковыкте. В этом месторождении его впечатлило большое давление пласта – это значило, что вдоль газопровода нужно было устанавливать меньшее количество компрессоров, и строительство газопровода до Пекина могло быть вполне коммерчески оправданным. Теперь, имея лицензию на Ковыкту, BP двинулась дальше на восток к Сахалину, где в 1998 г. она работала совместно с Роснефтью, проводя геологоразведку нескольких участков к северу от того места, где компания ExxonMobil разрабатывала проект Сахалин I, а Shell принимала участие в первом российском проекте строительства завода СПГ в рамках проекта Сахалин II. Несмотря на все свои попытки, BP так и не смогла закрепиться на Сахалине, поскольку российское правительство стало отходить от стратегии CРП (соглашений о разделе продукции), на которые оно соглашалось в ранние годы правления Ельцина. Компания ТНК появилась на сцене в конце 1999 г., проведя недружественное поглощение Черногорнефти – основной добывающей компании группы Сиданко. Владельцы «Альфа-Групп» (ей соответствует одна из букв «А» в аббре-

2003

2004

2005

TNK-BP is born: BP pools russian assets with AAR

TNK-BP sets goal to be Russia's Oil&Gas leader

An explosion at BP refinery at Texas city: the biggest penalty in business history ever - $87 millions

Образование ТНК-BP: слияние активов BP в России и консорциума AAR

ТНК-BP – лидер в нефтегазовой отрасли России

Взрыв НПЗ BP в Техасе: самый большой штраф в сфере управления – $87 миллионов

Oil&GasEURASIA

#6 June 2012

COMMENTARY ● The site of the first well drilled

at Samotlor field in 1969 outside of Niznevartovsk. ● Первая скважина Самотлора, пробуренная в 1969 году под Нижневартовском.

TIMELINE

PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК

So while many foreign vendors see TNK-BP as a friendly face in Russia because of the “BP” in the name – that’s really not true. By 2003 when the 50-50 JV between the two was officially consummated, Kukes had already laid the groundwork for developing Russia’s most western-minded oil company; at the behest of the Russian owners. In 2003, Kukes left by the way, to become CEO of Yukos. He was replaced by Robert Dudley, a BP man, who served until 2008 when he was forced out after a dispute among Russian shareholders as to the value BP brought to the partnership. The Russian side had a point: The BP side resisted TNKBP growth into international markets where the Russian JV might compete with BP. On the other hand, BP couldn’t do much in Russian on its own. Under its contract with its Russian partners it was to act through TNK-BP. As probably anyone who has read so far know – Dudley left Russia in 2008 claiming to have been harassed out of the country by the Russian owners. But after he took over as CEO of BP itself, he was welcomed back into Russia and in fact brokered the deal to remarry BP to Rosneft and explore the Russian Arctic. If you want to talk about the “rule of law”, TNK-BP had every right to call foul and insist that BP honor its contract with TNK. So not surprisingly, divorce proceedings have

2006

2008

The oil spill in Alaska: the Prudhoe Bay field is closed

A conflict between TNK-BP shareholders

Утечка нефти на Аляске: закрытие месторождения Prudhoe Bay

2008 Robert Dudley’s resignation of TNK-BP office Отставка Гендиректора ТНКBP Роберта Дадли

виатуре AAR (Alpha-Access-Renova), которая на сегодняшний день составляет половину российской доли в ТНК-BP) Петр Авен и Михаил Фридман признались тогда в СМИ, что они хотели нанести удар по олигарху из их же плеяды Владимиру Потанину за то, что его группа Интеррос обошла «Альфу» в трех крупных сделках, включая приватизацию государственной холдиговой телекоммуникационной компании. В конце концов ТНК вытеснила Потанина из Сиданко за $600 млн, и в рамках этой сделки BP получила право оставить за собой ее 10% долю в «Сиданко». ТНК продолжила свои недружественные поглощения, захватив впоследствии канадскую добывающую компанию Юрганефть – независимую западносибирскую компанию, принадлежавшую канадскому холдингу Norex. Но, параллельно, именно в это бурное время ТНК заложила те основы, на которых она завоевала свою репутацию чемпиона по внедрению западных технологий и практики менеджмента: в 1998 году она пригласила на должность президента и генерального директора родившегося в СССР американского гражданина Семена Кукеса. В отличие от большинства российских нефтяных компаний, которыми управляли банкиры и рейдеры (обычно совмещавшие эти роли), российские владельцы ТНК поставили на вершину управленческой пирамиды кандидата химических наук с дипломом российской Академии наук и Университета Райса, Хьюстон. Среди его мест работы были такие фирмы, как Amoco и Phillips Petroluem. Как в 2001 г. написал о Кукесе Бен Арис, авторитетный российский обозреватель и блоггер, «…по контракту, подписанному с Экспортно-импортным банком США, были получены деньги для оплаты помощи фирмы Halliburton по управлению принадлежавшим ТНК месторождением Самотлор. Это нефтяное месторождение в свое время было одним из самых продуктивных во всей России, но теперь его насосы выкачивают в основном воду, закачанную в землю еще в советские годы для поддержания давления в скважине.» Когда местные менеджеры стали сопротивляться внедрению предлагавшихся фирмой Halliburton инноваций, Кукес поехал в Нижневартовск, чтобы контролировать все вопросы самостоятельно. После этого он нанял целую группу ино-

Decapitation at BP HQ: John Brown Tony Hayword The gas escape in Azerbaijan on Central Azer platform Конфликт между акционерами ТНК-BP

2009

Смена Гендиректора BP Джона Брауна Тони Хейворд

Michael Fridman is appointed CEO of TNK-BP

Утечка газа в Азербайджане на платформе Central Azer

Назначение Михаила Фридмана главой ТНК-BP Oil&GasEURASIA

#6 June 2012

COMMENTARY begun. And the issue of this very sell-off was raised quite some time ago when BP said it would likely have to sell off some of its assets to pay damages assessed in the Macondo well spill in the Gulf of Mexico. ($25 billion as reported this week by Dow Jones.) And I wouldn’t be surprised if the story twists a turns even more, looking ahead. Remember Rosneft jumped into bed with ExxonMobil when BP had to drop out of its engagement with Rosneft in the Arctic? When it comes to investment capital and know-how, ExxonMobil is as worthy as BP to be Rosneft’s partner. But there’s one problem: the BP–Rosneft deal had included a $16 billion share swap that would require a level of due diligence on BP’s part. This legal due diligence would have closed any questions of illegality in Rosneft’s takeover of Yukos. ExxonMobil refused to participate in a share swap and the issue of how to book reserves remains a bit fuzzy. Keep in mind, that BP invested $ 1 billion in Rosneft's IPO. As I said earlier, it’s a chess game and there’s no check mate yet.

2010 Decapitation at BP HQ: Tony Hayword Dudley

Robert

Deepwater Horizon oil spill in the Gulf of Mexico: 152 days of oil spillage, 5 millions barrels, 13 victims, 75 000 sq.km of oil spill, invaluable damage to ecology

TIMELINE

Смена Гендиректора BP Тони Хейворда Роберт Дадли Авария на платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе: 152 дня разлива, 5 миллионов баррелей нефти, 13 жертв, 75 тысяч км2 нефтяного пятна, неоценимый ущерб экологии

2011 The collapse of Arctic deal of BP and Rosneft Срыв Арктического альянса BP и «Роснефти»

2012 BP’s potential sale of its interest in TNK-BP BP собирается продать свою долю в ТНК-BP

странных менеджеров среднего звена, в обязанности которых входило, помимо прочего, руководить работой молодых российских менеджеров, которые впоследствии должны были занять их место. ТНК в этом отношении отличалась от остальных российских нефтяных компаний. Последние нанимали иностранцев только на высшие исполнительные должности, а не на долности инженеров или управленцев среднего звена, где их присутствие могло бы вызвать реальные перемены во всей корпоративной культуре. Итак, хотя многие иностранные компании видят в ТНК-BP «своего» среди российских игроков благодаря «BP» в названии, это на самом деле не так. Уже к 2003 году, когда было официально создано совместное предприятие из двух компаний с долями 50:50, Кукес, действуя по указанию российских владельцев, уже заложил основы для развития самой «западной» российской нефтяной компании с точки зрения менталитета. В 2003 году Кукес ушел из ТНК-BP на должность генерального директора Юкоса. На его место из BP пришел Роберт Дадли, который проработал там до 2008 г., когда был вынужден уйти в результате спора между российскими акционерами относительно доли, привнесенной BP в партнерство. Позиция российской стороны была такой: сторона BP сопротивлялась расширению ТНК-BP на международные рынки, где российское совместное предприятие составило бы конкуренцию BP. С другой стороны, BP не могла делать многого в России самостоятельно: в соответствии с ее контрактом с российскими партнерами, она должна была действовать через ТНК-BP. Как, вероятно, знают все, кто читает эти строки, Дадли уехал из России в 2008 году, заявив, что его вынуждают покинуть страну российские владельцы. Но после того, как он занял должность генерального директора BP, его снова стали звать в Россию, фактически продвигая сделку по повторному слиянию BP с Роснефтью для освоения российских арктических месторождений. Если говорить о «главенстве закона», то ТНК-BP имеет все права заявить о ненадлежащем ведении бизнеса и потребовать, чтобы BP соблюдала свой контракт с ТНК. Поэтому неудивительно, что начался «бракоразводный» процесс. Причем вопрос непосредственно о продаже активов был поднят еще достаточно давно, когда BP заявила о том, что, возможно, будет вынуждена продать часть ее активов для покрытия убытков от разлива нефти на скважине Макондо в Мексиканском заливе (по оценке, данной Dow Jones на этой неделе, величина ущерба составляет $25 млрд). Не удивлюсь, если в этой истории еще будут новые захватывающие виражи. Помните, как легко Роснефть согласилась на сделку с ExxonMobil, когда BP была вынуждена выйти из ее альянса с Роснефтью по разработке Арктики? С точки зрения инвестиционных капиталов и ноу-хау, ExxonMobil является равноценным с BP партнером для Роснефти. Но есть одна проблема: сделка BP-Роснефть предполагала обмен акциями на сумму $16 млрд, для чего потребовалось бы проведение серьезной юридическо-правовой экспертизы со стороны BP. А такая экспертиза прояснила бы все вопросы относительно незаконности приобретения Юкоса Роснефтью. Компания ExxonMobil отказалась участвовать в обмене акциями, и вопрос учета запасов пока остается в подвешенном состоянии. Помните: шахматная партия? Так вот: мат еще не поставлен. Oil&GasEURASIA

OFFSHORE

“Berkut” Rig to Start Operation for Sakhalin-1 На «Сахалине-1» заработает платформа «Беркут»

Galina Starinskaya Галина Старинская

xxon Neftegaz, the operator of Sakhalin-1 project, went public about completion of the gravity base for Berkut rig. After installation of the oversea substructure the rig, by then the largest in Russia, will begin producing oil at the Arkutun-Dagi field. ExxonMobil and Rosneft, members of the project, are to build dozens more of such platforms.

Top Grade in Its Class In late May, gravity-base substructure (GBS) for Arkutun-Dagi field (Sakhalin-1 project) has been completed in dry dock of the Vostochny port in Primorsky Krai territory. Norwegian company Kvaerner worked on the base’s design and construction for two years. This mighty construct is a 160,000 ton rectangle with four silos, vaguely reminiscent of the “upside-down elephant”.

омпания Exxon Neftegaz – оператор проекта «Сахалин-1» – объявила о завершении строительства гравитационного основания для платформы «Беркут». После того как будет смонтировано вернее основание, это сооружение станет крупнейшим в России и начнет добывать нефть на месторождение Аркутун-Даги. Участникам проекта ExxonMobil и «Роснефти» предстоит построить еще десятки платформ.

Первая в своем классе В конце мая в сухом доке на территории порта Восточный (Приморский край) было завершено строительство основания гравитационного типа (ОГТ) для месторождения Аркутун-Даги в рамках проекта «Сахалин-1». Проектированием и строительством основания занималась норвежская компания Kvaerner в течение двух лет. Это грандиозное сооружение весит 160 тыс. т и представляет собой прямоугольник, на котором расположены четыре шахты, отдаленно строение напоминает «перевернутого слона». «Ширина платформы 100 м, длина 133 м, высота 55 м, ее вес 150 тыс. т, объем арматуры составляет 27 тыс. т, общий объем бетона – 52 тыс. т», – рассказал исполнительOil&GasEURASIA

Интеллектуальная оптимизация добычи

№6 Июнь 2012

ный вице-президент Kvaerner Бьерн Гундерсен на церемонии, посвященной завершению строительства ОГТ. До конца июня компания VOSCF (совместное предприятие Van Oord и «Сомкомфлота») должна отбуксировать ОГТ на месторождение Аркутун-Даги. Маршрут проходит по северной части Японского моря, через пролив Лаперуза и далее по Охотскому морю вдоль восточного побережья о. Сахалин. Общая протяженность маршрута - 1870 км. В 2013 году методом надвига на ОГТ будет установлен верхний модуль платформы, возвышающийся более чем на 20 м над уровнем моря. Здесь будут размещаться различное технологическое оборудование (в т.ч. буровое) и жилые помещения. Верхнее основание в настоящее время изготовляется в Южной Корее компанией Daewoo. Платформа станет самой крупной морской нефтегазодобывающей платформой в России и получит название «Беркут». Она рассчитана на круглогодичную эксплуатацию в зоне сейсмической активности, способна выдерживать низкие температуры до -44°C, волны высотой до 18 м и ледовый покров толщиной до 2 м. Это одна из самых крупных платформ, при строительстве которой обошлось без аварийных и опасных прецедентов, как сообщил на пресс-конференции президент компании Exxon Mobil Russia Гленн Уоллер. Кроме того, строительство было завершено в срок и в рамках бюджета. «Завершение строительства основания гравитационного типа – это важный этап реализации проекта «Сахалин-1», который еще на один шаг приблизил нас к началу добычи на третьем месторождении проекта», –заявил председатель совета директоров Exxon Neftegaz Джим Флад. – «Успешная разработка месторождения Аркутун-Даги укрепит позиции России как одной из лидирующих стран в области разработки нефтегазовых шельфовых и сухопутных месторождений в сложных арктических и субарктических условиях».

«Сахалин-1» нарастит добычу Платформа «Беркут» позволит участникам проекта уже через два года запустить в эксплуатацию месторождение Аркутун-Даги. Продукция, добываемая на месторождении, будет поступать на существующий береговой комплекс подготовки Чайво на острове Сахалин, а затем транспортироваться по магистральному трубопроводу на нефтеотгрузочный терминал Де-Кастри, расположенный в Хабаровском крае. Вывод месторождения Аркутун-Даги на максимальный уровень добычи в 4,5 млн т/год планируется к 2017 году, и такой объем добычи продержится 4-5 лет. Проект «Сахалин-1», помимо Аркутун-Даги, включает разработку еще двух месторождений – Одопту и Чайво, добыча на которых уже ведется с помощью наземной буровой установки «Ястреб» и платформы «Орлан». Потенциальные запасы месторождений оцениваются в 307 млн т (2,3 млрд барр) нефти и 485 млрд м³ (17,1 трлн куб. футов) природного газа. В совокупности эти три месторождения должны обеспечить стабильную добычу углеводородов до 2055 года. За 5,5 лет Exxon Neftegas отгрузила на экспорт 47 млн т нефти. «Мы очень гордимся “Сахалином-1”, это наш лучший проект в мире, в том числе и по параметрам безопасности», — подчеркнул Уоллер. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И МОНИТОРИНГА СКВАЖИН

Посетите наш стен д 21A10 на выставке НЕФТЕГАЗ 2012

Последние П оследние приобретения Lufkin позволяют предоставить своим клиентам комплексные и системные решения решения, которые способны оптимизировать механизированную эксплуатацию скважин как на поверхности, так и при внутрискважинных работах.

Какой результат?

Увеличение энергоэффективности и рентабельности добычи! Преимущества новых компаний Lufkin Datac Instrumentation (Dublin) – SCADA-системы, которые применяются в сфере добычи нефти и газа, производстве электроэнергии, водоснабжении, утилизации сточных вод, на транспорте, в судостроении и судоходстве

■

■ RealFlex Technologies (Dublin) – серверное программное обеспечение для SCADA-систем и приборы для управления технологическими процессами, работающие в режиме реального времени

Zenith Oilfield Technologies (Aberdeen) – системы скважинного мониторинга, автоматическая системная оптимизация и проектирование оборудования по индивидуальным заказам ■

Команда компании Lufkin по оптимизации добычи поможет Вам! Представительство в Москве: 4-й Лесной переулок, дом 4, офис 412 тел.: (495) 641-3763 e-mail: moscow@lufkin.com

WWW.LUFKIN.RU

#6 June 2012

OFFSHORE “The width of the platform is 100 meters, the length – 133 meters, the height – 55 meters, weight – 150,000 tons; there is 27,000 tons of reinforcements and 52,000 tons of concrete”, said Bjorn Gundersen, executive vice president of Kvaerner, at the ceremony for completion of the base. By the end of June, VOSCF (a joint venture between Van Oord and Somkomflot) will tow the base to ArkutunDagi field. The route runs along the northern part of the Sea of Japan, through La Perouse Strait and further to the Sea of Okhotsk along the east coast of Sakhalin. The total length of the route is 1,870 km (about 1,000 miles). In 2013 the contractors will use the float-over method to set up the oversea substructure on top of the base towering more than 20 meters above sea level. The upper structure will house various technological equipment (including for drilling), as well as residential areas. Currently it is being manufactured in South Korea by Daewoo. The platform, to be named Berkut (‘golden eagle’) will be the largest offshore oil&gas platform in Russia. It is designed for year-round operation in seismically active zones and capable of withstanding low temperatures (down to -44°C), high waves (up to 18 meters) and ice thickness of up to 2 meters. This is one of the largest platforms built with no accidents or critical failures, mentioned Glenn Waller, head of Exxon Mobil Russia, during the press conference. The construction project was completed on time and within budget, too. “Completion of the gravity-based structure is another significant milestone for Sakhalin-1 and brings us one step closer to production start-up from the project’s third field”, said Jim Flood, Exxon Neftegas Limited Chairman. – “The successful development of the Arkutun-Dagi field will strengthen Russia’s position as one of the leading countries developing oil and gas deposits offshore and onshore in challenging arctic and sub-arctic conditions”.

Sakhalin-1 to Boost Production Levels The new platform will enable the project members to start operating the Arkutun-Dagi field already in two years’ time. Production from field will be routed through the existing Chayvo onshore processing facility on Sakhalin Island and delivered through pipelines to the De-Kastri oil export terminal located in Khabarovsk Krai, Russia Arkutun-Dagi’s 4.5 million tpa peak production is planned for 2017 and expected to last 4-5 years. ArkutunDagi is one of the three fields (along with Chayvo, and Odoptu) being developed under the Sakhalin-1 project; the other two are already in production stage, using “Yastreb” (hawk) onshore rig and “Orlan” platform. Potential reserves are estimated at 307 million tons (2.3 billion bbl.) of oil and 485 bcm (17.1 Tscf) of natural gas.

Hydrocarbon production under the Sakhalin-1 project Добыча углеводородов по проекту «Сахалин-1» Oil, ‘000 tons Нефть, тыс. тонн

Natural gas, bcm Газ, млрд м3

2008

9,626

8.2

2009

8,200

9.4

2010

6,982

8.3

Source: Rosneft data Источник: данные «Роснефти»

Компании-участники рассчитывают, что нефть с Аркутун-Даги позволит повысить добычу в рамках проекта «Сахалин-1». Последние три года производство нефти на месторождениях снижалось (см. таблицу). Однако Гленн Уоллер заявил журналистам, что месторождение Одопту «оказалось лучше, чем ожидалось», пояснив, что речь идет не о переоценке запасов, а об увеличении суточного производства. По словам главы Exxon Neftegas, рост добычи на Чайво, возможно, будет и не грандиозным, но он вполне позволит компенсировать падение и «выйти на полку». Конкретные цифры компания озвучит через полгода. Известны прежние планы по выработке: в 2011 году на Одопту добыча планировалась на уровне 35—36 тыс. барр/ сут, а по итогам года — 1,5 млн т. На Чайво эти показатели составляли 120—125 тыс. барр/сут (в 2010 году — 140 тыс. барр/сут) и 5,9 млн т соответственно. Аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков считает, что запуск Аркутун-Даги позволит замедлить падение добычи на «Сахалине-1» и стабилизировать ее на некоторое время, но продолжительность такой стабильной добычи будет зависеть от количества запасов.

Серийное производство платформ Компаниям «Роснефть» и ExxonMobil потребуется еще не менее 15 морских платформ в рамках совместных проектов в Карском море. «Я думаю, “Беркут” — это только первая платформа, у нас будут еще десятки других платформ. Мы будем учиться на этом опыте и пытаться повторить его в других проектах», — подчеркнул Гленн Уоллер. Стоимость платформы «Беркут» участники проекта не раскрывают. Начальник отдела аналитических исследований УК «Универ» Дмитрий Александров предполагает, что цена платформы может колебаться от 5 до 30 млрд рублей. Например, цена затонувшей Кольской составляла около 3 млрд рублей, и альтернативная ей новая будет стоить около 7,5 млрд рублей. Стоимость «Беркута» эксперт оценивает ближе к верхней границе. У российских предприятий пока еще нет достаточного опыта в строительстве платформ, поэтому некоторую часть заказов (преимущественно от частных компаний) будут выполнять иностранные подрядчики, считает Дмитрий Александров. Россия заинтересована ускорить программу строительства платформ и не затягивать с решением этих вопросов, как это было, например, с платформой «Приразломная». Напомним, это сооружение строилось более десяти лет, и в итоге его стоимость превысила $3 млрд. «Торможение со строительством "Приразломной" произошло из-за того, что на тот момент не было необходимости в дополнительных объемах нефти», - полагает Дмитрий Александров. – «Кроме того, были вопросы и по инфраструктуре, менялись люди в правительстве и в "Газпроме". Но если бы остро стоял вопрос начала добычи на Приразломном месторождении, платформу постарались бы достроить в срок». Текущая реальность ставит перед нефтяниками другие задачи. Из-за истощения действующих месторождений они ищут новые источники наращивания добычи нефти. Первыми в этом списке идут шельфовые проекты. Консорциум «Сахалин-1» включает в себя дочерние компании «Роснефти»: «РН-Астра» (8,5%) и «Сахалинморнефтегаз — Шельф» (11,5%); японскую Sodeco (30%); индийскую ONGC (20%). Американской Exxon Neftegas Limited принадлежит 30% в проекте.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

Together, the three fields should provide a stable production of hydrocarbons up to 2055. For the 5.5 years, Exxon Neftegas exported 47 million tons of oil. “We are very proud of “Sakhalin-1”, this is our best project in the world, including the safety parameters”, said Waller. Participating companies expect Arkutun-Dagi oil to boost the Sakhalin-1 production levels, which have been sliding for the past three years (see the table). However, Glenn Waller told reporters that Odoptu field “was better than expected”, explaining that it isn’t a re-evaluation of stocks but rather an increase in daily production. According to the Exxon Neftegas head, production growth at Chayvo might not be huge, but it will fully compensate the fall and “reach the plateau”. The company will announce concrete figures in six months’ time. Company’s earlier 2011 plans for Odoptu specified production at the level of 35,000-36,000 b/d, or 1.5 million tons per annum. For Chayvo, the figures were 120,000-125,000 b/d (in 2010 – 140,000 b/d) and 5.9 million tons, respectively. The launch of Arkutun-Dagi field will slow down the fall of Sakhalin-1 production levels, even stabilizing it for a time, but the period of sustainable production will depend on the volume of the reserves, says IFD “Capital” analyst Vitaly Kryukov.

Mass Production of the Platforms Rosneft and ExxonMobil will need at least 15 more offshore platforms for their joint projects in the Kara Sea. “I think the Berkut is only the first platform, we will have dozens of other platforms. We will learn from this experience and try to replicate it in other projects”, said Glenn Waller. Project participants declined to reveal the cost of the platform. The rig cost ranges from 5 to 30 billion rubles (from about $154 mln to $924 mln), says Dmitry Alexandrov, head of the analytical studies at Univer managing company. For example, the price of sunken Kolskaya rig was about 3 billion rubles ($92.5 mln), while its replacement, a new rig, would cost about 7.5 billion rubles ($231.1 mln). The expert estimates cost of Berkut as closer to the upper limit. The Russian companies still do not have enough experience in rig construction, so some of the orders (mainly from private companies) will be done by foreign contractors, says Dmitry Alexandrov. Russia is keen to fast-track the rig construction program, learning from the “Prirazlomnaya” platform experience. That rig was in construction for over ten years; eventually its cost exceeded $3 billion. “The slowdown in Prirazlomnaya construction happened because at that time no additional oil was required”, says Dmitry Alexandrov. “Also, there were questions on infrastructure, people in government and in Gazprom were being shuffled. Were the question of starting production at the Prirazlomnoye field urgent, the platform would have been, hopefully, finished on time”. The present reality poses other challenges to the oil industry. Existing fields are depleting and the oilmen are looking for new sources to ram up oil production. In this list, offshore projects are the first. Sakhalin-1 Consortium includes Rosneft subsidiaries (RN-Astra (8.5%) and Sakhalinmorneftegaz-Shelf (11.5%)), Japan’s Sodeco (30%), India’s ONGC (20%). The US company Exxon Neftegas Limited owns 30% of the project.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

GLOBAL FOCUS

Pre-Salt Rush to African Opportunity К подсолевым горизонтам Африки By Guy Brown, Technical Correspondent for Petroleum Africa Magazine reprinted with the permission of PA publisher, from February 2012 issue

ecognizing similar geological formation offshore Africa as offshore Brazil, majors and independents are lining up along the West African coast in anticipation of huge pre-salt oil and gas discoveries. The success story of pre-salt discoveries offshore Brazil is leading international oil companies to search for similar geological formations elsewhere. With the continents of the Americas and Africa joined during the Cretaceous period 120 million years ago, particular attention is focused on the coast of West Africa, which has common geological ancestry with Brazil’s Santos Basin. The Campos Basin and Blocks 20 and 21 in the Kwanza Basin, Angola for instance, existed in the same depositional basin and were only 50-100 miles apart during the Cretaceous period. Analysis by Cobalt International Energy (Cobalt) confirms that the Campos and Kwanza Basins share similar pre-salt histories and characteristics. One of those characteristics is that the pre-salt layer is found at a great depth. Petrobras estimates that oil and natural gas lie below a 2,000-meter deep layer of salt, itself below an approximately 2,000-meter deep layer of rock under 2,000-3,000 meters of the Atlantic. Drilling and extracting pre-salt oil and gas is accordingly expensive, with a ballpark figure for a well that can exceed $150 million - although Petrobas pegs the average well at $100 million. Pre-salt oil is however typically of good quality. The potential jump in reserves for African countries lying along the Atlantic continental shelf is huge. According to the Brazilian oil regulator Agencia Nacional do Petroleo, Gas Natural e Biocombustiveis (ANP), the pre-salt findings on the Brazilian continental shelf indicate reserves of over 50 billion barrels of oil. That is nearly quadruple the country’s previously established reserves of around 14 billion barrels. Bloomberg on

Гай Браун, технический корреспондент журнала «Петролеум Африка» перепечатано с разрешения издателя журнала ПА, февраль 2012

ак только стало известно, что геологическое строение акватории Африки имеет схожее геологическое строение с акваторией Бразилии, многие крупные, а также независимые нефтяные компании устремились к берегам Западной Африки в надежде открыть внушительные подсолевые месторождения нефти и газа. Успешный опыт с разработкой подсолевых месторождений в акватории Бразилии послужил стимулом для международных нефтяных компаний начать поиски аналогичных геологических формаций в других частях света. Что касается Африки, то к поиску нефти и газа в ее западной прибрежной зоне нефтяников привел тот факт, что в меловой период, т.е. 120 млн лет назад, Центральная и Южная Америка и Африка образовывали единый континент. Следовательно, прибрежная зона Западной Африки имеет общее геологическое прошлое с бассейном Сантос (Santos) в Бразилии. Характерно, что в меловой период бассейн Кампос (Campos) и Блоки 20 и 21 в бассейне Кванза (Kwanza) в Анголе находились в одном и том же седиментационном бассейне, на расстоянии всего 50–100 миль друг от друга. Анализ, проведенный компанией Cobalt International Energy (Cobalt), подтвердил, что бассейны Кампос и Кванза имеют единую предысторию и характеристики подсолевых отложений. Одна из этих характеристик заключается в том, что подсолевые слои располагаются на большой глубине. По расчетам бразильской государственной нефтяной компании Petrobras, нефть и природный газ залегают под соляным слоем толщиной 2000 м. Этот слой, в свою очередь, залегает под породами, мощность которых равна приблизительно 2000 м и которые залегают дне Атлантического океана на глубине от 2000 до 3000 м. Все это указывает на значительные затраты, связанные с бурением в подсолевых зонах и извлечением нефти и газа. По некоторым оценкам, ● Brazil and West Africa: Opposite Ends of the Same Structures. затраты на строительство одной ● У Бразилии и Западной Африки - общее геологическое прошлое. скважины в этих условиях могут превысить $150 млн, при средних затратах на скважину, по расчетам Petrobras, равным $100 млн. Идти на подобный шаг заставляет тот факт, что подсолевая нефть, как правило, отличается хорошим качеством. В перспективе, африканские страны, расположенные вдоль континентального шельфа Атлантики, SOURCE / ИСТОЧНИК: COBALT INTERNATIONAL ENERGY INVESTOR PRESENTATION

Oil&GasEURASIA

Интеллектуальная оптимизация добычи

№6 Июнь 2012

могут стать обладателями огромных запасов углеводородов. Согласно Национальному агентству нефти, природного газа и биотоплива Бразилии (Agencia Nacional do Petroleo, Gas Natural e Biocombustiveis (ANP)), запасы нефти, обнаруженные в подсолевом слое континентального шельфа Бразилии, могут составить более 50 млрд баррелей, что почти в четыре раза превышает ранее подсчитанный объем запасов, т.е. 14 млрд баррелей. 19 января компания Bloomberg опубликовала данные университетского исследования, согласно которому подсолевые запасы нефти достигают еще более внушительного объема – минимум 123 млрд баррелей. Исследование проводил Эрнани Чавес, ранее работавшим геологом в бразильской государственной компании Petroleo Brasileiro SA, а ныне является профессором государственного университета Рио-де-Жанейро. Перспективы стать обладателями огромных запасов углеводородов подстегивают такие страны западного побережья Африки, как Ангола, Республика Конго, Демократическая Республика Конго и Габон, активно заниматься разведкой и разработкой подсолевых залежей нефти и газа. Вскоре к ним может присоединиться и Намибия, которая также обладает колоссальными геологическими запасами углеводородов.

Ангола Анголу вполне можно считать передовиком в деле разработки подсолевых запасов углеводородов. Последние достижения в области восстановления тектонической истории дают основания для проведения параллелей между Анголой и подсолевыми участками Сантос и Кампос в Бразилии. Для более уверенного прослеживания этих параллелей и анализа подсолевых отложений по обе стороны Атлантики, британская геофизическая компания Petroleum Geo-Services (PGS) собирается воспользоваться своей обширной библиотекой данных, рассчитанной на широкий круг клиентов-пользователей. В прошлом году Ангола проводила торги по выдаче лицензий на работы в подсолевых залежах углеводородов. В декабре 2011 года были объявлены победители торгов, среди которых были такие компании, как Statoil, Total, BP, ConocoPhillips, Repsol, Petrobras, ENI и Cobalt. Американская компания Cobalt Energy International проводит бурение в акватории Анголы в трех блоках, в каждом из которых ее доля прямого участия составляет 40%. В мае 2011 года государственная нефтяная компания Анголы, Sociedade Nacional de Combust veis de Angola-Empresa Publica (Sonangol), утвердила планы бурения компании Cobalt, касающиеся подсолевых разведочных скважин Cameia-1и Bicuar-1 в Блоке 21, в котором Cobalt выполняет функции оператора. Блок 21 находится в глубоководном участке бассейна Кванза, расположенном примерно в 200 км к юго-западу от Луанды. Глубина моря в этом блоке колеблется от 300 до 1600 м. Скважина Cameia-1 была успешно закончена и стала первой скважиной, при помощи которой Cobalt вскрыла подсолевую залежь нефти в этом участке акватории Западной Африки. В январе текущего года, Cobalt смогла представить инвестору следующие характеризующие сведения: Значительный столб нефти; ● Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НЕЧТО БОЛЬШЕЕ, ЧЕМ СТАНКИ-КАЧАЛКИ – МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА ОТ А ДО Я

Посетите наш стен д 21A10 на выставке НЕФТЕГАЗ 2012

Заа несколько десятилетий Lufkin Industries, Inc. З зарекомендовала себя как компания «золотого стандарта» в области станков-качалок. С приобретением компаний Quinn’s Oilfield Supply Ltd. (Канада) и GrenCo Energy Services, компания Lufkin готова предложить целый ряд продуктов и услуг для механизированной добычи нефти и газа, которые направлены на решение конкретных проблем.

Новый список продуктов Lufkin ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

Гидравлические насосные установки Установки винтовых штанговых насосов Насосы поршневого типа Плунжерный лифт Оборудование для газлифта Оборудование для заканчивания скважин Оборудование для оптимизации месторождений Обучение и сервис

И, конечно же, признанные на мировом уровне станкикачалки и самые передовые технологические решения для автоматизации и мониторинга скважинных работ.

Пригласите команду компании Lufkin по оптимизации добычи на Ваши месторождения уже сегодня! Представительство в Москве: 4-й Лесной переулок, дом 4, офис 412 тел.: (495) 641-3763 e-mail: moscow@lufkin.com

WWW.LUFKIN.RU

#6 June 2012

GLOBAL FOCUS January 19 reported on a university study by former Petroleo Brasileiro SA geologist Hernani Chaves, a professor at the Rio de Janeiro State University, that estimates Brazil’s pre-salt deposits to be even greater - at least 123 billion barrels. It follows that all the countries along the West African coast, especially Angola, Republic of Congo, Democratic Republic of the Congo, and Gabon, are pursuing pre-salt oil and gas, and Namibia is touted as a further huge prospect.

Angola Angola is furthest along in realizing pre-salt gains. Recent advances in tectonic reconstruction qualify parallels between Angola and the pre-salt Santos and Campos areas of Brazil. Petroleum Geo-Services (PGS) has indicated it will use its extensive MultiClient library on both sides of the Atlantic to take a closer look at these links. Angola had a pre-salt licensing round last year, which resulted in awards announced in December 2011 to companies including Statoil, Total, BP, ConocoPhillips, Repsol, Petrobras, ENI, and Cobalt [see Box: Angola’s Pre-Salt Players].

Angola’s Pre-Salt Players Angola’s national oil company Sonangol awarded a number of pre-salt licenses, with production sharing contracts (PSCs) signed in Luanda on December 20, 2011. Companies awarded blocks included several majors and one independent. Italy’s ENI was awarded a PSC for Block 36, under which it will drill two wells and acquire 3D seismic during its first five-year exploration period. Statoil gained its first operated position in Angola with the finalization of the PSC for pre-salt Blocks 38 and 39. The company will also participate as a minority partner in Blocks 22, 25, and 40. Statoil will have a financial commitment of approximately $1.4 billion for its participating interests in all five blocks. Total gained access to three blocks, two as operator. The company will operate Blocks 40 and 25 with a 50% and a 35% interest respectively. It also gained a 15% interest in Block 39. Over an initial exploration period of five years, around 14,000 sq km of 3D seismic will be acquired and five exploration wells drilled. BP added four more blocks to its Angolan portfolio through the pre-salt licensing awards. BP was awarded operatorship of Blocks 19 and 24 with 50% interest, and additional non-operating interests in Blocks 20 (20%) and 25 (15%). Separately BP recently gained a 40% stake in Block 26 in the Benguela Basin, by agreeing to a farm-in deal with Brazilian national oil company Petrobras, which operates the block. The company now has interests in a total of nine blocks offshore Angola. Cobalt International is the only independent firm to gain access to Angola’s pre-salt blocks. The company signed a PSC for Block 20, which is immediately north of its operated Block 21. Cobalt was named operator and will be partnered with Sonangol, BP Exploration Angola (Kwanza Benguela), and China Sonangol International Holding. Cobalt and its partners have initiated the acquisition of a 4,100 sq km 3D seismic, and the first well for the block is planned for 2013.

● Модульные динамические испытания пластов позволили убедиться в высоком качестве летучей нефти; Расчетная эффективная нефтенасыщенность выше, ● чем предполагалось ранее; Водонефтяного контакта не наблюдается; ● ● Карбонатный коллектор отличается высоким качеством. Обращая внимание инвестора на сложности, с которыми пришлось столкнуться Cobalt в процессе работ в подсолевом комплексе пород, она сообщила о трудностях механического характера, связанных с установкой подвесного устройства хвостовика. Компания Cobalt также сообщила, что исследование скважины на приток будет проведено после устранения этих механических осложнений.

Интенсификация сейсморазведки 3D Трехмерная сейсморазведка (3D) является критически важным инструментом для определения потенциала подсолевых залежей углеводородов. Норвежская геофизическая компания TGS-NOPEC Geophysical Co. (TGS) в январе этого года объявила о том, что она достигла окончательного соглашения с ангольской госкомпанией Sonangol о начале многопользовательских исследований 3D на площади почти 12 500 км2 в акватории Анголы. Уже в январе начались исследования на Блоках 35, 36 и 37. Завершить исследования предполагается в третьем квартале 2012 года. «Появление на этом рынке входит в наши планы стратегического развития. Вот уже более десяти лет наша компания проводит политику наращивания многопользовательских данных по морским участкам Западной Африки, и мы рады предоставленной возможности пополнить нашу библиотеку данных данными разведки 3D на континентальном шельфе Анголы», - сказал Род Старр, старший вицепрезидент компании TGS по Африке, Ближнему Востоку и Азиатско-Тихоокеанскому региону. Эта норвежская компания будет обрабатывать данные сейсморазведки по времени и по глубине, применяя опыт, накопленный во время работ в схожих бассейнах с подсолевыми залежами углеводородов. Предварительные результаты будут предоставлены участвующим компаниям в четвертом квартале 2012 года, а окончательные результаты ожидается получить к четвертому кварталу 2013 года. Компания PGS также проводит сейсмические исследования в акватории Анголы. В начале года она объявила, что начала разведку на площади 26 тыс. км2 в пяти блоках ангольских бассейнов Кванза/Бенгела (Kwanza/Benguela) при помощи морских кос, спущенных с принадлежащего ей судна Ramform Valiant. Это исследование проводилось для группы нефтяных фирм, подписавших договоры на работу в этих пяти блоках. Компаниям BP, Total и Statoil были предоставлены функции операторов в Блоках 24, 25, 38, 39 и 40, а компании Sonangol были отведены партнерские функции. Все эти четыре компании будут нести финансовые обязательства, связанные с проведением исследований. В феврале судно Apollo, также принадлежащее компании PGS, присоединилось к Ramform Valiant. Исследования будут продолжаться при помощи двух судов вплоть до четвертого квартала 2012 года. Специалисты PGS в марте начали обрабатывать данные с применением новейшей технологии построения глубинного изображения, и полагаясь на свой опыт освещения подсолевых объектов в Анголе. Проектом предусмо-

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

Cobalt Energy International is drilling offshore Angola, with three blocks and a 40% working interest in each block. National oil company of Angola, Sociedade Nacional de Combust veis de Angola-Empresa Publica (Sonangol), approved the company’s drilling plans for its operated offshore Block 21 in May 2011 - for the Cameia-1and Bicuar-1 pre-salt exploratory wells. Block 21 is located in the deepwater offshore southcentral Kwanza Basin, some 200 km southwest of Luanda. The water depth in the block is 300 to 1,600 meters. Cameia-1 was completed and represented Cobalt’s first pre-salt discovery offshore West Africa. In its January investor’s presentation this year, Cobalt reported: A significant oil column; ● ● High quality volatile oil recovered through Modular Formation Dynamics Testers (MDTs); Net pay estimates better than expected; ● ● No oil/water contact; and ● High quality carbonate reservoir. Reflecting the challenges in pursuing pre-salt plays, Cobalt also reported that it experienced mechanical difficulty in setting the liner hanger, and a production test will be completed once mechanical issues have been resolved.

Surge in 3D Seismic Activity 3D seismic is a critical tool in exploring pre-salt potential. TGS-NOPEC Geophysical Co. (TGS) announced in January that it reached final agreement with Sonangol to commence acquisition of a 3D multi-client survey covering nearly 12,500 sq km offshore Angola. The survey will initially commence over Blocks 35, 36 and 37 with acquisition scheduled to be complete during Q3 2012. “Entry into this market is consistent with our plans for strategic growth. TGS’ commitment to expanding multiclient data in the offshore areas of West Africa has extended over 10 years and we are excited to have the opportunity to now add 3D data in offshore Angola to the TGS data library”, - commented Rod Starr, senior VP Africa, Middle East, and Asia Pacific for TGS. TGS will process the 3D seismic data in both time and depth using its sub-salt capability developed in similar basins. Preliminary products will be available to participating companies in Q4 2012 with a final processed product expected by Q4 2013. The survey is supported by industry funding. PGS is also shooting seismic offshore Angola. The company announced in the beginning of this year that its vessel Ramform Valiant started the acquisition of over 26,000 sq km of GeoStreamer¨ data on five blocks in Angola’s Kwanza/Benguela Basins. The survey was for a group of oil firms who recently signed agreements for the five blocks. BP, Total, and Statoil have been made operators of Blocks 24, 25, 38, 39, and 40 with Sonangol as a partner on the blocks. All four oil companies have committed to funding the survey. In February, the vessel PGS Apollo joined the Ramform Valiant. The acquisition will be continuing with both vessels until Q4 2012. PGS teams started processing data in March, utilizing the latest depth imaging technology and building on their experience of illuminating pre-salt targets in Angola. Together, the two vessels will operate 20 months on this project.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Интеллектуальная оптимизация добычи

ЭКСПЕРТНАЯ ПОМОЩЬ В ОПТИМИЗАЦИИ ДОБЫЧИ

Посетите наш стен д 21A10 на выставке НЕФТЕГАЗ 2012

Первый «русский» заказ компания Lufkin получила в 1991 году, когда еще существовал СССР. Сегодня российские крупнейшие нефтяные компании знакомы с Lufkin как с мировым лидером по автоматизации работы скважин и станкам-качалкам. Lufkin активно использует НИОКР. Наши профессионалы подберут для Вас лучшее решение для оптимизации добычи. Мы можем предложить оптимальное решение по мехдобыче для скважин, производительность которых снижается. Это сократит эксплуатационные расходы, увеличит производительность и нефтеотдачу. Работая вместе с системами автоматизации компании Lufkin, Вы сохраняете энергию, которая обычно теряется. Такие решения, как Lufkin VSD Regen, способны генерировать электроэнергию, используемую при каждом ходе плунжера насоса. Компания Lufkin всегда найдет индивидуальное решение по оптимизации добычи как при работах с погружным оборудованием, так и при работах с оборудованием на поверхности.

Свяжитесь с нами уже сегодня! Станки-качалки • Гидравлические насосные установки • Винтовые насосы • Насосы поршневого типа • Плунжерный лифт • Оборудование для газлифта • Оборудование для заканчивания скважин • Оптимизация месторождений • Обучение и сервис • Автоматизация скважинных работ • Мониторинг скважин в режиме реального времени

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

WWW.LUFKIN.RU

#6 June 2012

GLOBAL FOCUS

Republic of Congo Republic of Congo (RoC) is also looking at pre-salt options. London-based oil and gas exploration and production company SOCO International reported in December 2011 that the Makouala Marine 1 (MKM-1) exploration well spudded on November 19. MKM-1 is in the Marine XIV block, located in the Congo Basin, offshore RoC. The well encountered hydrocarbons in the Tchala, and in the Upper and Lower Sendji formation horizons. The MKM-1 well targeted the post-salt Sendji formation reservoir within a four-way dip closed structure. The well encountered hydrocarbons in both the primary and secondary reservoir targets. However, analysis of the wireline logs indicated that the reservoir sands at the location were not as well developed as predicted and there was insufficient overall pay thickness for commercial flow rates. The well will be plugged and abandoned. The rig will now be released and drilling of the contingent third well in the program will be deferred in order to

«Игроки на рынке разработки подсолевых месторождений Анголы» Ангольская государственная нефтяная компания Sonangol выдала ряд лицензий на работы в подсолевых участках и пописала контракты на компенсационных условиях (ККУ) в Луанде 20 декабря 2011 года. Среди компаний, получивших лицензии было несколько крупных компания и одна независимая компания. Итальянская ENI получила контракт на работы в Блоке 36, согласно которому она пробурит две скважины и проведет сейсморазведку 3D в течение первых пяти лет периода разведки. Statoil впервые получила функции оператора в Анголе с подписанием окончательного варианта ККУ на работу в подсолевых Блоках 38 и 39. Компания будет также участвовать в качестве долевого партнера в Блоках 22, 25 и 40. В связи со своим долевым участием во всех пяти блоках, Statoil возьмет на себя финансовые обязательства в объеме $1,4 млрд. Total получила доступ к трем блокам, в двух из которых она будет действовать в качестве оператора. В частности, она будет эксплуатировать Блоки 40 и 25, доли участия в которых будут соответственно равны 50% и 35%. Кроме этого, она получила 15-процентную долю участия в Блоке 39. В течение первых пяти лет периода разведки она должна будет провести сейсмику 3D на площади 14000 кв. км и пробурить пять разведочных скважин. BP добавила еще четыре блока к своему портфелю в Анголе за счет получения лицензий на работу в подсолевых участках. BP получила также функции оператора в Блоках 19 и 24 и долю участия, равную 50%. Компания также принимает пассивное долевое участие в Блоках 20 (20%) и 25 (15%). Кроме этого, BP недавно получила пакет, равный 40% в Блоке 26 (бассейн Бенгела), заключив соответствующее соглашение с бразильской Petrobras, которая является оператором блока. В настоящее время ВР имеет долю участия в девяти блоках акватории Анголы. Cobalt International представляет собой единственную независимую фирму, получившую доступ к подсолевым блокам в Анголе. Компания подписала ККУ на Блок 20, расположенном чуть севернее Блока 21. В Блоке 20 ей отвели функции оператора, и в дальнейшем она будет продолжать выполнять работы совместно с компаниями Sonangol, BP Exploration Angola (Кванза/Бенгела) и China Sonangol International Holding. Cobalt и ее партнеры уже начали проводить сейсморазведку 3D на площади 4100 кв. км, а первую скважину в блоке она планирует пробурить в 2013 году.

трено, что указанные два судна будут эксплуатироваться в течение 20 месяцев.

Республика Конго Республик Конго также не осталась безучастной к перспективе разработки подсолевых залежей углеводородов. Базирующаяся в Лондоне компания SOCO International, занимающаяся разведкой и добычей нефти и газа, в конце прошлого года сообщила о том, что разведочная скважина Makouala Marine 1 (MKM-1) была забурена 19 ноября. Эта скважина размещена в блоке Marine XIV, расположенном в бассейне под названием Конго в акватории Республики Конго. Скважиной были вскрыты отложения углеводородов в участке Чала в горизонтах формаций Верхний и Нижний Сендии. Скважина MKM-1 была нацелена на коллектор надсолевой формации Сендии в структуре с четырехсторонним замыканием. Скважиной были вскрыты объекты как первичной, так и вторичной залежей углеводородов. В то же время диаграммы каротажа на кабеле показали, что пескиколлекторы в этом участке не были так развиты, как ожидалось, а общая мощность продуктивного пласта оказалась недостаточной для получения притоков в промышленных масштабах и поэтому скважина была заглушена и ликвидирована. Буровой станок был высвобожден, но бурение третьей запланированной скважины было отложено для того, чтобы учесть полученные скважинные данные в интерпретации остальных объектов разведки. Партнерами по этому блоку являются такие компании, как Soco International с долей участия a 29% и с функцией оператора, Lundin Petroleum - 18.75%, Raffia Oil SARL - 18.75%,

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

PHOTO / ФОТО: PGS

В МИРЕ ● In February, the vessel PGS Apollo joined the Ramform Valiant and the

acquisition will continue with both vessels until Q4 2012. ● Судно Apollo (PGS) присоединилось к Ramform Valiant.

Исследования будут продолжаться до четвертого квартала 2012 года. госкомпания SNPC - 15%, Africa Oil & Gas Corp. - 10%, а оставшиеся 8,5% принадлежат компании PetroVietnam.

Демократическая Республика Конго

incorporate the well results into the interpretation of the remaining prospects. Partners on the block are Soco International with a 29% stake and operatorship, Lundin Petroleum with 18.75%, Raffia Oil SARL holds 18.75%, state-run SNPC has 15%, Africa Oil & Gas Corp. a 10% stake, while PetroVietnam holds the remaining 8.5% stake.

Democratic Republic of Congo In the Democratic Republic of Congo (DRC), Houstonbased EnerGulf Resources is exploring pre-salt potential in the Lotshi block located offshore DRC. The Lotshi block covers approximately 500 sq km of the Les Zones du Bassin C™tier in the onshore coastal salt basin of western DRC. EnerGulf is the operator of the project and has a 90% inter-

Сертификация Сертификация взрывозащищенного оборудования, Сертификат ИСО (ISO) 9001, Сертификация ГОСТ Р, Гигиенический сертификат. Лицензирование Юридическое сопровождение документов для получения лицензий Ростехнадзора, МЧС. 125424, г. Москва, Волоколамское шоссе, 73, офис 421 Тел. (495) 545-31-95 e-mail: info@firmservice.ru; www.firmservice.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В Демократической Республике Конго потенциал подсолевых залежей углеводородов в морском блоке Лотши изучается базирующейся в Хьюстоне компанией EnerGulf Resources. Блок Лотши занимает площадь, равную приблизительно 500 км2 в морском солевом бассейне зоны Les Zones du Bassin Cotier. EnerGulf Resources, имеющая функции оператора проекта, владеет основной долей участия, равной 90%, в то время как местная государственная компания Cohydro EnerGulf довольствуется отсроченным (частичным) долевым участием в проекте, равным 10% Согласно данным о перспективных ресурсах, предоставленным консалтинговой фирмой DeGolyer & MacNaughton, в семи объектах и четырех отдельных нефтегазоносных комплексах пород исследуемого участка может находиться примерно 313,2 млн баррелей нефти. Программа сейсмических исследований, завершенная в 2010 году, дала возможность EnerGulf объявить о том, что по своему строению блок аналогичен местному гигантскому месторождению M’Boundi и обладает схожими геологофизическими характеристиками. В октябре 2011 года EnerGulf объявила о намерении продолжить выполнение программы буровых работ, намеченных на середину 2012 года в блоке Лотши. Кроме этого, компания начинает строительство школы и медицинской клиники в районе блока в рамках программы социального развития, предусмотренной в контракте на компенсационных условиях (ККУ). Она также сообщила о том, что продолжает изучать возможность проведения переговоров с квалифицированными отраслевыми венчурными компаниями относительно предоставления им доли участия в разведке и разработки блока Лотши. Джефф Гринблум, Президент и генеральный директор компании заявил: «Мы рады быть членами привилегированного клуба и иметь возможность «охотиться на западноафриканских слонов», т.е. работать на местном крупном месторождении. Площадь, на которой мы работаем, аналогична в структурном плане другим крупным нефтегазоносным комплексам

Аттестация Аттестация по промышленной безопасности, Аттестация экспертов в Системе экспертизы промышленной безопасности. Разрешение на применение Комплексные услуги по получению разрешений на применение оборудования, выдаваемых Федеральной службой по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору. Экспертиза промышленной безопасности Проведение экспертизы промышленной безопасности и ее согласование в органах Ростехнадзора России.

#6 June 2012

GLOBAL FOCUS est and DRC state oil company Cohydro holds a 10% carried interest. According to a prospective resource report by consulting firm DeGolyer and MacNaughton, the area has a mean estimate of 313.2 million barrels, across seven prospects and four independent plays. The seismic program was completed in 2010, and EnerGulf has said that the block is on trend with the DRC M’Boundi giant field and situated in a similar geological setting. In October 2011, EnerGulf announced it will continue with plans for a mid-2012 drill program on the Lotshi block. It is also commencing construction of a school and health clinic on the block as required by the community improvements provision of the PSC. EnerGulf said it also continues to consider negotiations regarding a farm-in with qualified industry co-venturers for the Lotshi block. Chairman/CEO Jeff Greenblum commented: “We are excited to be in the exclusive club of the West African hydrocarbon elephant hunt. We are on trend with the West Africa/Brazil major hydrocarbon producing play types. EnerGulf’s leadership has recast Block 1711 as a premier exploration opportunity and we are also pleased to increase our interest in Block 1711 and remain as operator until a qualified deep offshore operator joins us. We are also looking forward to drilling our world class potential Lotshi Block in the DRC in mid-2012.”

Gabon International companies are also lining up in Gabon. Royal Dutch Shell, Petrobras, Repsol, and Cobalt have all shown interest in the country, while Harvest Natural Resources (Harvest) has announced discovery in its Dussafu PSC. Harvest operates the Dussafu PSC, holding a 66.667% interest. Panoro Energy Group holds the balance with 33.33%. Harvest provided an update on its drilling operations in the Dussafu Ruche Marin-1 (DRM-1) well in July 2011, announcing an oil discovery in June in the pre-salt Gamba reservoir with plans to deepen the well to test Middle and Lower Dentale exploration potential and sidetrack to appraise the extent of the Gamba oil discovery. Subsequently the DRM-1 well was deepened to reach a true vertical depth subsea (TVDSS) of 11,355 feet to test the prospectivity of the Middle and Lower Dentale formations. Analysis indicated that Harvest has discovered a second oil accumulation with approximately 35 ft of oil pay within the secondary objective of the Middle Dentale formation. The Gamba discovery has been appraised by drilling a sidetrack well (DRM-1ST1) 0.75 miles to the southwest to test the lateral extent and structural elevation of the Gamba reservoir. The sidetrack well was drilled to a total depth in the Upper Dentale of 11,562 ft, (9,428 ft TVDSS) and found 19 ft of oil pay in the Gamba reservoir. In August 2011, Harvest announced that a Ruche sidetrack well encountered oil 1.2 km to the southwest of DRM-1. And Panoro Energy announced a further discovery in a second sidetrack well drilled 890 meters northwest of DRM-1. According to Panoro, initial indications are that the oil in place volume for the Gamba reservoir is around 30-40 million barrels, with estimated recoverable volumes of 6-15 million barrels. “Panoro is encouraged by the Ruche Marine oil discovery in Gabon. We now plan to evaluate potential development concepts for Ruche Marine which,

пород в Западной Африке и Бразилии. Руководство нашей компании относится к Блоку 1711 как к высокоперспективному объекту, и мы рады увеличению доли нашего участия в этом блоке и готовы функционировать в качестве оператора до момента присоединения к нам компании, имеющей необходимый опыт работы в глубоководных условиях. Мы полны надежд начать разбуривать наш блок Лотши, обладающий потенциалом мирового класса, в середине 2012 года».

Габон Международные компании не упускают из вида и еще одно государство на западном побережье Африки – Габон. Среди компаний, проявивших интерес к этой стране такие компании, как Royal Dutch Shell, Petrobras, Repsol и Cobalt. Характерно, что независимая энергетическая компания Harvest Natural Resources объявила об обнаружении нефти на участке Dussafu PSC, доля участия этой компании в котором составляет 66,67%, а оставшаяся доля, равная 33.33% принадлежит компании Panoro Energy Group. В июне 2011 года, Harvest объявила об открытии нефтяной залежи в подсолевом горизонте-коллекторе Гамба (Gamba) и о своих планах углубления скважины Dussafu Ruche Marin-1 (DRM-1) для изучения возможной эффективности разведочных работ в средней и нижней частях формации Денталь (Dentale). Компания также объявила о зарезке бокового ствола для оценки мощности горизонта Гамба. В июле того же года, Harvest внесла коррективы в работы по бурению скважины DRM-1. Вскоре после этого, скважина DRM-1 была углублена до достижения истинной вертикальной глубины под морским дном (ИВГ), равной 3463 м, что дало возможность изучения перспективности средней и нижней частей формации Денталь. В результате проведенного анализа было установлено, что компания открыла вторую нефтяную залежь мощностью приблизительно 11 м во вторичном объекте средней части формации Денталь. Мощность залежи нефти в горизонте-коллекторе Гамба была оценена при помощи бурения скважины-дублера (DRM1ST1) на расстоянии 0,75 мили к юго-западу для определения протяженности в плане и структурного поднятия этого коллектора. Скважина была пробурена на полную глубину в верхней части формации Денталь, равной 3526 м (ИВГ = 2875 м). В результате было установлено, что в горизонте-коллекторе Гамба имеется нефтяная залежь мощностью 5,8 м. В августе 2011 года, Harvest объявила, что скважинойдублером была вскрыта нефтяная залежь в 1,2 км к югозападу от скважины DRM-1. В это же время компания Panoro Energy объявило еще об одном открытии нефти при помощи бокового ствола, пробуренного в 890 м к северо-западу от DRM-1. По мнению Panoro Energy, начальные сведения дают основание полагать, что геологические запасы нефти в горизонте Гамба могут достигать примерно 30 – 40 млн. баррелей, а оценочные извлекаемые запасы могут составить 6 – 15 млн баррелей. «Открытие нефтяной залежи в Габоне при помощи скважины Ruche Marine служит стимулом для нашей компании. В настоящее время мы планируем оценить перспективы разработки месторождения на основании данных по скважине Ruche Marine и если результаты этой оценки будут обнадеживающими, то уже в 2012 году, можно будет говорить о начале промышленной эксплуатации. Более того, это открытие подтверждает наше мнение относительно возможной эффективности разведочных работ в блоке Dussafu и позволяет нам провести переучет наших объектов с целью подготовки к дальOil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

В МИРЕ

if encouraging, may lead to a commercial declaration as early as 2012]. Furthermore, the discovery confirms our view of the high exploration potential of the Dussafu block and allows us to refine and upgrade our prospect inventory in preparation for further exploratory drilling,” said CEO Kjetil Solbraekke.

Petrobas & Ophir Energy Petrobras signed an agreement in June 2011 to acquire 50% of the rights of Ophir Energy (Ophir) blocks of Ntsina Marin and Mbeli Marin, located in the Coastal Basin, offshore the northern region of Gabon. Ophir remains operator of the two blocks. According to PreSalt.com, the acquisition of the blocks is aligned with PetrobrasÕ 2020 Strategic Plan, which aims to contribute to the discovery and appropriation of reserves in Brazil and abroad, maintaining the reserve/production ratio above 15 years, and to intensify the assessment of the exploratory potential, particularly of the pre-salt section along the Atlantic Basins. The Ntsina Marin and Mbeli Marin blocks cover an area of 6,683 sq km, with water depths ranging from shallow to 2,400 meters. On January 3, Ophir announced that the PGS Apollo seismic vessel commenced mobilization from Port Gentil on December 26. The 2,100 sq km 3D seismic program is expected to take 42 days to complete, and is specifically designed to mature pre-salt targets for drilling in late 2012. Elsewhere in Gabon, Cobalt has a pre-salt prospect inventory in the Rabi-Kounga field (940 MMBOE) and Maruba #2 (1982), with a pre-salt oil discovery in Maruba 2. The company acquired 6,000 sq km of 3D seismic in 2010, and says 3D processing continues to confirm the presence of pre-salt structures. Total Gabon and Cobalt anticipate drilling an initial pre-salt well in late 2012 or early 2013.

нейшему разведочному бурению», сказал Кжетил Солбрекке (Kjetil Solbraekke), Генеральный директор компании.

Компании Petrobas и Ophir Energy В июне 2011 года, Petrobras подписала соглашение на приобретение 50%-ной доли участия в блоках Ntsina Marin и Mbeli, принадлежащих компании Ophir Energy (Ophir) и расположенных в бассейне Береговой (Coastal). Оператором этих двух блоков остается компания Ophir. Согласно сообщениям, помещенным на сайте PreSalt.com, приобретение этих блоков входит в план стратегического развития «Petrobras 2020», направленный на открытие и приобретение запасов в Бразилии и других странах, поддержание кратности запасов на уровне более 15 лет и более оперативную оценку ожидаемой эффективности разведочных работ, особенно в подсолевой зоне бассейнов Атлантики. Блоки Ntsina Marin и Mbeli Marin занимают площадь, равную 6683 км2 на глубине моря, колеблющейся от мелководья до 2400 м. В январе Ophir объявила, что 26 декабря 2011 года сейсморазведочное судно PGS Apollo вышло из порта Жантиль (Gentil) и направляется к месту проведения работ. Ожидается, что проведение сейсморазведки 3D на площади 2100 кв. км займет 42 дня. Этой разведкой будут охвачены зрелые подсолевые объекты, намеченные к бурению в конце 2012 года. В других районах Габона, компания Cobalt проводит инвентаризацию полсолевых объектов, например, на месторождениях Rabi-Kounga (940 млн. БНЭ) и Maruba 2 (1982). На месторождении Maruba 2 была открыта подсолевая залежь нефти. В 2010 году компания провела сейсморазведку 3D на площади 6000 км2 и в настоящее время занимается обработкой данных для подтверждения наличия подсолевых структур. Компании Total Gabon и Cobalt планируют пробурить первую подсолевую скважину в конце 2012 или начале 2013 года.

C O N T I N E N TA L F O C U S , I N T E R N AT I O N A L R E A C H www.petroleumafrica.com

LOADING..... SUBSCRIBE IBE DOWNLOAD

1 Subscribe forONE year Enjoy Three Issues for

FREE

Contact subscribe@petroleumafrica.com today to take advantage of this offer Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

GAS TO LIQUIDS

Rosneft Launches its GTL Project «Роснефть» запускает GTL-проект Galina Starinskaya

ussia might get its very own GTL (Gas-to-Liquid) project: state-owned oil producer Rosneft plans to install a pilot production unit at one of its refineries. If successful, this will solve the issue of associated petroleum gas utilization, also helping the company to produce higher-quality motor fuel. Rosneft has already started working on the project; currently the company is mapping out its pilot GTL production unit on-site. The unit will be installed at the company’s Novokuibyshevsk refinery, the launch is planned for 2014. From a thousand cubic meters of methane the new installation will produce some 300-360 tons of synthetic liquid hydrocarbons; catalyst production capacity is planned at 90-135 kg/cu.m. There are several reasons for Rosneft to judge this as a promising direction. First, by 2020 oil production may decline, while motor fuels demand is likely to rise; this will force the producers to seek alternative sources of raw materials - and do not forget that environmental demands to fuel are getting ever tighter. Second, launching largescale GTL production units will provide transportation of the huge energy potential to customers, at much better price. And thirdly, GTL projects solve the issue of associated petroleum gas utilization. Russian companies are yet to solve the challenge of utilizing 95% of associated petroleum gas. For Rosneft, the number is 60%. The introduction of commercial GTL processes will ensure utilizations of vast gas reserves earlier thought commercially unviable. Rosneft plans to implement the GTL project independently, using own proprietary developments. The company recently acquired the R&D Center with GTL technology patents and significant experience in this field. Rosneft keeps a tight lid on the volume of investments assuming, though, that the unit cost will be lower than that in GTL projects run by foreign partners (see the chart). This is the first real-life implementation of the GTL tech-

Галина Старинская

России в скором времени может появиться первый GTL-проект (Gas-to-Liquid). Государственная нефтяная компания «Роснефть» намерена построить опытно-промышленную установку на одном из своих нефтеперерабатывающих заводов. Таким образом, компания рассчитывает решить проблему утилизации попутного нефтяного газа и начать производство более качественного моторного топлива. «Роснефть» уже приступила к разработкам по проекту и сейчас занимается планированием строительства опытнопромышленной установки процесса GTL. Площадкой для размещения первой установки станет Новокуйбышевский НПЗ, принадлежащий компании. Ввод в эксплуатацию запланирован на 2014 год. Установка позволит производить порядка 300-360 т синтетических жидких углеводородов из 1 тыс. м³ метана. Производительность катализатора составит 90-135 кг/м³. «Роснефть» считает это направление перспективным по нескольким причинам. Во-первых, до 2020 года возможен спад добычи нефти при одновременном увеличении спроса на моторные топлива, что заставит производителей искать альтернативные источники сырья в условиях постоянно ужесточающихся экологических требований к топливу. Во-вторых, размещение крупнотоннажных производств, работающих по технологии GTL, позволит осуществлять транспортировку огромного энергетического потенциала потребителям по более выгодной схеме. И в-третьих, GTL-проекты решают проблему утилизации попутного нефтяного газа. Перед российскими компаниями стоит задача по утилизации 95% добываемого попутного газа. У «Роснефти» этот показатель не превышает 60%. Внедрение промышленных процессов GTL позволит вовлечь в разработку обширные запасы газа, добыча которых ранее считалась экономически нецелесообразной. Реализацией GTL-проекта «Роснефть» планирует заниматься самостоятельно, используя при этом собственные разработки. Недавно компания приобрела Центр исследований и разработок, владеющий патентами на технологию GTL и имеющий большой опыт работы в этой сфере. Объем инвестиций «Роснефть» не раскрывает, но предполагает, что удельные затраты у нее будут ниже, чем у иностранных партнеров (см. график). Ранее в России уже появлялись идеи по запуску GTLпроектов, однако они не были реализованы. Так, в 2006 году «Газпром» заявлял о намерениях совместного с компанией Shell строительства завода перерабатывающей мощностью 12 млрд м³/год газа около города Надым (ЯНАО). На тот момент инвестиции оценивались в $8 млрд. В свое время компания «ЮКОС» также планироOil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

nology, though earlier Russian companies had the ideas about GTL projects, too. For example, in 2006 Gazprom stated its intent to build jointly with Shell a 12 billion cubic meters per year processing plant near Nadym (Yamal). At that time the investments were estimated at $8 billion. A while back, YUKOS also planned construction and commissioning of the synthetic fuel production plant in Nefteyugansk. GTL is the process of converting natural gas (methane) into high-quality liquid hydrocarbons. Methane could come from coal, natural gas or associated petroleum gas. The GTL process is divided into several stages. On the first stage syngas is produced from natural gas by combining oxygen with carbon; syngas is then converted into synthetic crude oil. This oil is considered environmentally clean; its basic characteristics make it superior to the major brands of oil as it contains by two orders of magnitude less sulfur and nitrogen, but 5-10% more of the diesel fraction. Such synthetic oil may get higher price tag (about 30%) compared to the cost of the Brent grade. Synoil is then processed to get higher-quality motor fuel. Traditionally about 70% of GTL-produced material is processed into diesel fuel. The second most important GTL product is naphtha, feedstock material for the petrochemical industry. The remaining products are lubricating oils and paraffines. All GTL projects use some version of the Fischer-Tropsch process – a catalyst-driven chemical reaction of converting carbon monoxide (CO) and hydrogen (H2) into fuel. This technology has its share of drawbacks, too: if oil price falls below $50 per barrel, the technology becomes commercially ineffective. Also, the technology prohibits

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СИНТЕТИЧЕСКОЕ ЖИДКОЕ ТОПЛИВО вал строительство и запуск завода по производству синтетического топлива в Нефтеюганске. GTL – это процесс преобразования газа (метана) в высококачественные жидкие углеводороды. Источником метана могут быть уголь, природный и попутный нефтяной газ. Процесс GTL разделяется на несколько этапов. На первом этапе происходит производство синтез-газа из природного газа путем соединения кислорода с углеродом, а затем превращение его в синтетическую нефть. Такая нефть считается экологически чистой и превосходит по основным характеристикам основные марки минеральной нефти, так как содержит на два порядка меньше серы и азота, а содержание дизельных фракций составляет на 5-10% больше, чем в минеральной нефти. По оценкам экспертов, синтетическая нефть может претендовать на более высокую стоимость относительно стоимости сорта Brent – около 30%. Из синтетической нефти получают моторное топливо повышенного качества. Традиционно около 70% производимого по технологии GTL сырья перерабатывают в дизельное топливо. Вторым по значимости GTL-продуктом является нафта – сырье для нефтехимической промышленности. Другие продукты – это смазочные масла и парафины. В GTL-проектах используются варианты процесса Фишера-Тропша – это химическая реакция, происходящая в присутствии катализатора и в которой монооксид углерода (CO) и водород (H2) преобразуются в топливо. У этой технологии есть и недостатки. Так, при цене ниже $50/барр сам проект становится неэффективым. Кроме того, технология не позволяет запускать производ-

#6 June 2012

GAS TO LIQUIDS Main GTL projects in the world Основные GTL-проекты в мире Project / Проект

MossGas

Participants / Участники

Location / resource base / calculated gas demand Месторасположение / ресурсная база / расчетная потребность в газе

Mossel Bay, Republic of South Africa 1.15 million tons per year feedstock – natural gas from the South (22,500 barrels per day) Petro SA Africa offshore field gasoline, diesel fuel (former MossGas) / Mossel Bay, ЮАР 1,15 млн т/год (22 500 барр/ (бывший MossGas) сырье – газ шельфового сут) месторождения ЮАР бензин, дизтопливо

Project duration / Сроки реализации проекта

In operation since 1987 В эксплуатации с 1987 года

Royal Dutch / Shell

Bintulu, Malaysia Bintulu, Малайзия

735,000 tons per year (14,700 barrels per day) 735 тыс. т/год (14 700 барр/сут)

In operation since 1993; restored and modernized in 2000 following the accident В эксплуатации с 1993 года, в 2000 году был восстановлен и модернизирован после аварии

Sasol

Sasolburg, Republic of South Africa feedstock – natural gas from Mozambique Сасолбург, ЮАР / сырье – газ из Мозамбика

280,000 tons per year 280 тыс. т/год

In operation since 2004 В эксплуатации с 2004 года

Sasol ChevronTexaco Qatar Petroleum Corp.

Ras Laffan, Quatar / North Field gas deposit / 3.1 billion cubic meters per year Ras Laffan, Катар / газовое месторождение North Field (Северное) / 3,1 млрд м3/год

1.685 million tons per year (34,000 barrels per day) 1,685 млн т/год (34 тыс барр/сут)

Launched May 2007 Введен в эксплуатацию в мае 2007 года

Pearl

Shell Qatar Petroleum Corp.

Ras Laffan, Qatar / North Field gas deposit Ras Laffan, Катар / газовое месторождение North Field (Северное)

7 million tons per year / 7 млн т/год

Planned capacity scheduled for the fall 2012 Выход на проектную мощность – конец 2012 года

Escravos GTL

ChevronTexaco / Nigeria National Petroleum Co.

Escravos, Nigeria / 1.1 billion cubic meters per year Escravos, Нигерия / 1,1 млрд м3/год

1.7 million tons per year (34,000 barrels per day) 1,7 млн т/год (34 000 барр/сут)

Construction start – 2005, project launch – 2012 Начало строительства – 2005 год, ввод в эксплуатацию – 2012 год

Bintulu

Sasol

Oryx

staged launch of the industrial facility (as is the case with LNG plants), it runs only at full capacity. GTL projects will be required in the environment where gas is produced in remote areas and there is no necessary infrastructure, notes Vitaly Kryukov, analyst at IFD Capital. In such regions, it makes sense to process the gas into liquid fuel for sale at the local market. But GTL projects need cheap gas, which means the U.S. and Middle Eastern countries. In Russia, gas prices continue to edge up – at the same time, prices for oil products are being capped by the state. “It is unlikely that GTL will be used here on a large scale. It will probably be only a few percent of the total gas volume, mainly in the programs on gas utilization”, says the expert. The key players in the GTL market are Sasol, Royal Dutch/Shell, Exxon Mobil, BP, ChevronTexaco (see the table). Globally, volumes of gas processed by GTL technology are fairly insignificant – less than 1% of the total gas output.

Production capacity / Производительность

ственный комплекс очередями (как, например, комплексы СПГ), а только на полную мощность. Проекты GTL будут востребованы там, где газ добывается в отдаленных районах и отсутствует необходимая инфраструктура, отмечает аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков. В таких регионах есть смысл перерабатывать газ в жидкое топливо для продажи на местном рынке. Но для GTL-проектов нужен дешевый газ, а это – США, ближневосточные страны. В России же цены на газ продолжат расти, в то время как цены на нефтепродукты будут сдерживаться государством. «Масштабного применения GTL у нас ожидать не приходится. Возможно, это будут лишь считанные проценты от общего объема газа и, в основном, в рамках программ по утилизации газа», – считает эксперт. Основными игроками на рынке GTL являются компании Sasol, Royal Dutch/Shell, Exxon Mobil, BP, ChevronTexaco (см. таблицу). Объем перерабатываемого газа в мире на GTL-заводах пока незначителен – менее 1% производимого газа.

Oil&GasEURASIA

DOWNHOLE EQUIPMENT

Downhole Wave Process Stimulates Oil Recovery Импульсная гидроударная технология и оборудование для ПНП Viktor N. Oparin, Boris F. Simonov, Andrey V. Savchenko, Alexander L. Nikonov, Magomet Ya. Deniev

The pulsed hydroimpact technology developed by the Mining Institute of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences has made it possible to produce a small-sized downhole equipment used to make a vibro-wave impact on oil reservoirs for the purpose of oil-recovery factor raising, well stimulation, and also for bottom-hole zone cleaning up. The on-site maintenance of this equipment can be easily performed with standard field facilities and by existing personnel.

Разработанная в Институте Горного Дела СО РАН импульсная гидроударная технология позволила создать малогабаритное скважинное оборудование для виброволнового воздействия на нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи и интенсификации притока, а также очистки призабойной зоны скважины. Техническое обслуживание данного оборудования в промысловых условиях обеспечивается стандартными для нефтепромыслов средствами с привлечением существующего персонала.

Before that, many different countries attempted to develop similar equipment but failed to produce anything worthwhile. The offered technology is unique in producing hydroimpact in a pre-discharged volume thus giving rise to the wave-impact energy of not less than 30-40 kJ. Practically, it is a next-higher order in comparison with all known systems.

Предпринятые ранее в разных странах попытки создания такого оборудования давали весьма скромные практические результаты. Коренным отличаем данной технологии является создание гидроудара в предварительно разряженном объеме, что обеспечивает энергию волновых воздействий не менее 30-40 кДж. Это практически на порядок превышает все известные системы.

The new technology is being field-introduced by the Center of Vibro-Seismic Technology formed by the Mining Institute of the SB RAS and ROMAN CAPITAL Plc. By now, the respective design has been optimized and the manufacture of pilot batch of the modified vibro-seismic equipment has been started.

Внедрение в практику разработанной технологии осуществляется Центром вибросейсмических технологий, созданным ИГД СО РАН и ОАО «РОМАН КЭПИТАЛ» (ROMAN CAPITAL Plc.). В настоящее время проведена оптимизация конструкции и начат выпуск опытной партии модифицированного вибросейсмического оборудования.

азработанное оборудование совместимо с выпускаемыми в настоящее время штанговыми насосами и представляет из себя малогабаритный генератор сейсмических колебаний, который крепится к штанговому насосу и опускается вместе с насосом в скважину. Источником энергии для генератора служит сам штанговый насос. Предлагаемая технология обеспечивает увеличение нефтеотдачи (до 40%) в скважинах, находящихся в радиусе 1,5 км от генератора. Работоспособность оборудования не зависит от погодно-климатических условий. К преимуществам данной технологии относится возможность эксплуатации оборудования без постоянного присутствия обслуживающего персонала, а также возможность сочетания с другими методами воздействий на про-

he equipment is compatible with the currently manufactured sucker rod pumps and is a small-sized seismic wave generator attached to a sucker rod pump and lowered together with the pump into the well. The energy source for the generator is the sucker rod pump itself. The proposed technology provides for an increase in oil recovery (by up to 40%) in wells located at distances of within 1.5 km from the generator. Equipment performance is not weather dependent. The advantages of this technology include the possibility of operating the equipment without the permanent presence of service personnel and the possibility of combining the equipment with other reservoir treatment methods, e.g. chemical treatment.

Опарин Виктор Николаевич, Симонов Борис Ферапонтович, Савченко Андрей Владимирович, Никонов Александр Леонидович, Дениев Магомед Яхъяевич

Oil&GasEURASIA

#6 June 2012

DOWNHOLE EQUIPMENT The optimum conditions for the application of this technology are as follows: ● water blockage of most wells should be within 95%, while some wells should have 40-60% water blockage; formation depth to 2000 m. ● Placed downhole in the immediate vicinity of an oil reservoir, the pressure pulsator is actuated by energy of a hydraulic liquid flow impact. The liquid, flooding the tubular annulus, strikes the end of the pulsator cylinder, herewith the reciprocally moving plunger periodically generates under-pressure in the cylinder cavity. The impact energy depends on the liquid column height in the tubular annulus, cylinder diameter, and a plunger stroke. The impact force is transmitted through a mechanical or hydraulic waveguide and an oscillator to a bottom-hole formation zone and then to an oil stratum. Reciprocal motion of the pulsator plunger is provided by a pump jack. The schematic diagram of the system for the wave excitation in a productive stratum is presented in Fig. 1. The cased well 1 intersects an oil reservoir 2 at some depth with perforation, performed at the oilreservoir zone. Well 1 is flooded with a liquid up to Nzh height relative to a pump. Pump cylinder 4 is mounted on the pumpingcompression tube 3, plunger 5 is placed inside pump cylinder 4, plunger 5 is connected through rods 6 to a pump jack 7 to actuate reciprocal motion of the plunger. Pump 4 is connected to pulsator 8, producing the periodical pulse loads, to be transmitted through wave-guide 9 and oscillator 10 to a productive oil stratum in order to generate elastic fluctuations in it. Packer or splitter 11 can be provided in the system. The operation principle involves production of a low-pressure volume in the under-plunger chamber as compared to the annulus pressure. Depressurization of the chamber is followed by flooding of the internal volume with a liquid under pressure. The resultant hydroimpact is transmitted to a liquid column in the well or

дуктивные пласты, например, с химической обработкой пласта.

Условия оптимального применения данной технологии:

● Viktor N. Oparin –

● Andrey V. Savchenko

Doctor of Physical and Mathematical Sciences, Corresponding Fellow of the RAC, Fellow of the RF Academy of Mining Sciences, Director of the SB RAS MI. ● Опарин Виктор Николаевич – доктор физико-математических наук, членкорреспондент РАН, действительный член Академии горных наук РФ, директор ИГД СО РАН.

– Doctoral Candidate, researcher at the SB RAS MI. ● Савченко Андрей Владимирович – кандидат технических наук, научный сотрудник ИГД СО РАН.

● Alexander L. Nikonov –

● Boris F. Simonov –

Doctor of Engineering Sciences, Fellow of the Russian Academy of Natural Sciences, Head of the SB RAS MI Powered Electromagnetic Pulsed Systems Laboratory, Head of the RC VibroSeismic Technologies Engineering Center. ● Симонов Борис Ферапонтович – доктор технических наук, академик Российской Академии естественных наук, зав. лабораторией «Силовых электромагнитных импульсных систем» ИГД СО РАН, руководитель инженерного центра «РК Вибросейсмические Технологии» (RC Vibroseismic Technologies Engineering Centre).

Doctoral Candidate (Eng.), Vice President of ROMAN CAPITAL Plc. ● Никонов Александр Леонидович – кандидат технических наук, вицепрезидент ОАО «РОМАН КЭПИТАЛ».

● Magomet Ya. Deniev –

CEO of ROMAN CAPITAL Plc. ● Дениев Магомед Яхъяевич – генеральный директор ОАО «РОМАН КЭПИТАЛ».

● обводненость большинства скважин не должна превышать 95% при наличии скважин с обводненостью 40-60%; глубина залегания пла● стов до 2000 м. В скважине в непосредственной близости от пласта располагается пульсатор давления, основанный на использовании энергии гидравлического удара струи жидкости. Жидкость заполняет межтрубное пространство при ее ударе в торец цилиндра пульсатора, в полости которого периодически создается пониженное давление при возвратно-поступательном движении плунжера. Энергия удара определяется высотой столба жидкости в межтрубном пространстве, диаметром цилиндра и ходом плунжера. Трансформируемое при ударе усилие через механический или гидравлический волновод и излучатель передается в призабойную зону и далее в пласт. Возвратнопоступательное движение плунжера пульсатора обеспечивается станком-качалкой. Принципиальная схема системы возбуждения волновых процессов в продуктивном пласте может быть представлена следующим образом (рис. 1): В обсаженную и наполненную жидкостью скважину [1], которую пересекает нефтепродуктивный пласт [2] с выполненной перфорацией в зоне пласта, устанавливают цилиндр насоса [4]. Данный цилиндр размещается на насоснокомпрессионных трубах [3]. Внутри цилиндра помещают плунжер [5], связанный штангами [6] со станкомкачалкой [7], который обеспечивает возвратно-поступательные движения плунжера. Далее по схеме, насос связан с пульсатором [8], создающим в системе периодические импульсные нагрузки, которые передаются в продуктивный пласт [9] и излучатель [10], вызывая, таким образом, упругие колебания в самом пласте. В этой системе может также применяться пакер или отсекатель [11]. Принцип работы устройств заключается в создании в генераторе объема с пониженным давOil&GasEURASIA

#6 June 2012

DOWNHOLE EQUIPMENT ● Fig 1 ● Рис 1

лением в подплунжерной камере (по сравнению с затрубным пространством), при разгерметизации которой происходит заполнение внутреннего объема жидкостью под давлением. Образующийся при этом гидроудар, передается столбу жидкости в скважине или на забой через механический волновод. Управление генератором осуществляется в зависимости от положения плунжера насоса. Давление жидкости в момент создания гидроудара в 5-12 раз превышает значение статического давления на забой столба жидкости, максимальная величина действующей силы достигает 120-200 кН, а возникшая при этом сила, переданная в продуктивный пласт, вызывает в нем упругие колебания. Гидроударный способ генерации импульсов давления в эксплуатационных скважинах обеспечивает энергию волновых воздействий на глубокозалегающие породы не менее 30 кДж, в зависимости от динамического уровня жидкости в скважине, что практически на порядок превышает все известные системы и обеспечивает комплексное гидравлическое и сейсмическое воздействия на нефтяной пласт. Скважинные источники генерируют многократные высокоэнергетические импульсные воздействия с широким спектром частот, непосредственно на глубине залегания продуктивного пласта. При этом отсутствуют потери, связанные с передачей импульса по длинным волноводам или через толщу горных пород. Таким образом, добывающая скважина переводится в режим эмиссии волн за счет установки генератора импульсов соответствующего типа размера на погружной насос. Полномасштабные испытания прототипов и опытных партий примерно 30 модификаций, произведенных и сертифицированных ОАО «Ижнефтемаш» в соответствии со стандартами API и ГОСТ, проводились на месторождениях Манчаровское (Башкирия) и Ошворце-Дмитриевское (Удмуртия) с 2003 года. Были получены следующие результаты испытаний: 100% производительность; ● ● Длительный срок эксплуатации – до 2-х лет; ● Высокий, практически на порядок выше по сравнению со стандартными методами, уровень интенсивности энергии и широкий диапазон эмитируемых колебаний, что обеспечивает воздействие высокочастотной области спектра на призабойную зону пласта и низкочастотной области спектра на нефтяной пласт в радиусе до 1,5 км; Предлагаемая технология и соответствующее обору● дование повышают нефтеотдачу на 12-30% с более низким обводнением зоны воздействия.

through a mechanical waveguide to a borehole bottom as it is specified by the configuration of the system. The generator operation is controlled relative to the pump plunger position. The liquid pressure at a hydroimpact moment is 5-12 times higher than the static liquid-column pressure on the borehole bottom. The maximum acting force reaches 120-200 kN, and the force, transmitted to the productive stratum, generates elastic fluctuations in it. Hydroimpact process for generation of pressure pulses in exploitation wells provides the wave effects of at least 30 kJ in energy, depending on a dynamic liquid level in a well. This parameter actually exceeds by an order the similar parameter for well-known systems, moreover, an oil stratum appears under influence of concurrent hydraulic and seismic effects. The downhole generators produce multiple highenergy effects of a wide frequency range directly at the oilstratum depth with no losses, specific for the pulse transmission through long wave-guides or a thick rock mass. In practice, the production well is converted to the wave-emission mode by substituting a respective size-type pulsator for a submersible oil pump. The full-scale tests of prototypes and pilot batches of approximately 30 modifications, manufactured and certified at OAO ”Izhneftemash” pertaining to standards API and GOST, have been practiced at Mancharovskoe (Bashkiria) and Oshvortse-Dmitrievskoe (Udmurtia) deposits since 2003. The test data showed: 100% performance; ● ● high operation life – up to two years exploitation; ● high, viz., actually by an order higher as compared to this parameter for conventional methods, energy intensity and wide band of emitted fluctuations, providing the influence of high-frequency Specifications subspectrum on the bottom-hole Технические характеристики formation zone and low-frequency Internal diameter of a well casing, mm subspectrum on oil reservoir in the Внутренний диаметр обсадной трубы, мм range of up to 1.5 km; the proposed process and the ● Depth of pulsator in a well, m respective apparatus improves oil Глубина опускания генератора в скважину, м recovery by 12-30% with lower Pulses energy, kJ / Энергия импульсов, кДж water blockage in the impact zone. Seismic pulses, generated by the new apparatus in an oil resImpact zone radius, km / Радиус зоны воздействия, км ervoir, have been detected in the Ratio of a pulsator cost to a respective pump cost full-scale tests. Figure 2 demonСоотношение стоимости генератора и стоимости соответствующего насоса strates a seismic pulse, produced per one operation cycle of the new Pulses per a minute / Кол-во импульсов в минуту system. The maximum amplitude

at least 150 не менее 150 at most 1400 не более 1400 at least 30 не менее 30 up to 1,5 до 1,5 at most 2 не более 2 4…6 Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

● Fig 2 ● Рис 2

Сейсмические импульсы, генерируемые аппаратом в нефтяном пласте, были обнаружены в ходе проведения полномасштабных испытаний. На рис.2 изображен импульс сейсмической волны, генерируемый за один рабочий цикл новой системы. Максимум амплитуды соответствует импульсу наиболее высокого давления в скважине в момент зарождения гидравлического удара с последующими колебаниями колонны жидкости под воздействием прямых и обратных волн.

corresponds to a higher-pressure impulse in a well at the moment of hydroimpact generation with subsequent fluctuations of the liquid column under action of the forward and backward waves.

Преимущества систем штанговых насосов, приводимых в действие станком-качалкой:

Advantages of the sucker rod pump systems actuated by a pump jack in production wells are: ● high energy of a seismic impulse excitation and incomparably high efficiency of the process due to an operation of the excitation source in the close proximity from a productive oil reservoir without energy losses, specific for pulse transition through long, mechanical, hydraulic channels or through a thick rock mass; applicability of practically proven components of ● the commercial rod pumps. The equipment set for the downhole excitation of seismic effects mainly consists of standard modules and components of oil-production equipment, meeting standards API and GOST (more than 90%). The commercial oil-production machinery and accessories, suitable for the downhole wave excitation, are available in the petroleum industry; the current technical, technological, maintenance skills of the working personnel enable to introduce the new-developed technology with no special training; simple in maintenance with available, field oil-pro● duction instruments; applicability of available complex control and diagnostic processes: dynamometry, echoscopy of the dynamic liquid level in annulus, pressure measurement in the discharge line at the well mouth; the low cost of the equipment and opportunity for the large-scale ongoing implementation; The new-developed apparatus is proposed to replace a standard sucker rod pump; It is also beneficial that the downhole technology ● does not require the constant presence of an operator and is compatible with other, for example, chemical treatment methods used to influence an oil stratum. The performance of the new complex does not depend on local weather or climate conditions.

● Высокая энергия возбуждаемого сейсмического импульса и несравнимо более высокая энергоэффективность технологии благодаря использованию источника возбуждения в непосредственной близости от нефтяного пласта без потерь энергии, что характерно для прохождения импульсов по длинным механическим и гидравлическим каналам либо через толстые массивы пород; применимость хорошо зарекомендовавших себя на ● практике элементов промышленных штанговых насосов. Комплект оборудования для возбуждения сейсмических колебаний в скважинах может включать стандартные модули и компоненты нефтедобывающего оборудования, соответствующие стандартам API и ГОСТ (более чем на 90%). Промышленное нефтедобывающее оборудование и комплектующие, которые могут использоваться для возбуждения сейсмических колебаний в скважинах, имеются на рынке нефтедобывающей промышленности, а современные технические, технологические и сервисные возможности рабочего персонала позволяют внедрять новую технологию без необходимости специальной подготовки; простота в обслуживании при наличии полевых ● контрольно-измерительных приборов, используемых в нефтедобыче; применимость комплексных контрольнодиагностических процедур: динамометрии, эхолокации динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, измерения давления в напорной магистрали у устья скважины; низкая стоимость оборудования и возможность крупномасштабного внедрения. Разработанное оборудование предлагается в качестве замены стандартных штанговых насосов; скважинная технология не требует постоянного при● сутствия оператора и совместима с другими технологиями, в частности, методами химической обработки пластов. Производительность нового комплекса не зависит от местных погодно-климатических условий.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР «ТЕХНОЭКСПЕРТ» - КВАЛИФИЦИРОВАННАЯ ПОМОЩЬ ПРОФЕССИОНАЛОВ ЭКСПЕРТИЗА ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

РАЗРАБОТКА ДОКУМЕНТАЦИИ ДЛЯ ОПО

РАЗРЕШЕНИЕ НА ПРИМЕНЕНИЕ

ЛИЦЕНЗИРОВАНИЕ

Ľ ÛüāĂ÷ć÷čÿĖ ĆćąăĒďĂüĄĄąĀ øüþąĆ÷ĈĄąĈĉÿ ÛØ

Ľ ÛüāĂ÷ć÷čÿĖ øüþąĆ÷ĈĄąĈĉÿ úÿûćąĉüČĄÿĎüĈāÿČ ĈąąćĊýüĄÿĀ ÛØÚéè

Ľ çüúÿĈĉć÷čÿĖ ąĆ÷ĈĄĒČ ĆćąÿþùąûĈĉùüĄĄĒČ ąøđüāĉąù ù úąĈĊû÷ćĈĉùüĄĄąă ćüüĈĉćü åæå Ľ æ÷ĈĆąćĉ øüþąĆ÷ĈĄąĈĉÿ ąĆ÷ĈĄąúą ĆćąÿþùąûĈĉùüĄĄąúą ąøđüāĉ÷

Ľ âÿčüĄþÿĖ Ą÷ ĔāĈĆĂĊ÷ĉ÷čÿĕ ČÿăÿĎüĈāÿ ąĆ÷ĈĄąúą ĆćąăĒďĂüĄĄąúą ąøđüāĉ÷ Ľ âÿčüĄþÿĖ Ą÷ ĔāĈĆĂĊ÷ĉ÷čÿĕ ùþćĒùąĆąý÷ćąąĆ÷ĈĄąúą ĆćąăĒďĂüĄĄąúą ąøđüāĉ÷ Ľ âÿčüĄþÿĖ Ą÷ ûüĖĉüĂēĄąĈĉē Ćą ĆćąùüûüĄÿĕ ĔāĈĆüćĉÿþĒ ĆćąăĒďĂüĄĄąĀ øüþąĆ÷ĈĄąĈĉÿ Ľ âÿčüĄþÿÿ ù ąøĂ÷Ĉĉÿ úüąûüþÿÿ ÿ ā÷ćĉąúć÷ċÿÿ Ľ âÿčüĄþÿĖ Ą÷ Ćć÷ùą ąøć÷ĐüĄÿĖ Ĉ ąĆ÷ĈĄĒăÿ ąĉČąû÷ăÿ

АТТЕСТАЦИЯ СПЕЦИАЛИСТОВ

СЕРТИФИКАЦИЯ

Ľ ×ĉĉüĈĉ÷čÿĖ Ćą ĆćąăĒďĂüĄĄąĀ øüþąĆ÷ĈĄąĈĉÿ Ľ ×ĉĉüĈĉ÷čÿĖ ĔāĈĆüćĉąù Ćą ĆćąăĒďĂüĄĄąĀ øüþąĆ÷ĈĄąĈĉÿ Ľ ×ĉĉüĈĉ÷čÿĖ ĈĆüčÿ÷ĂÿĈĉąù Ąüć÷þćĊď÷ĕĐüúą āąĄĉćąĂĖ

Ľ èąąĉùüĉĈĉùÿĖ Úåèé ç ÿ ĈąąĉùüĉĈĉùÿĖ éüČĄÿĎüĈāąăĊ çüúĂ÷ăüĄĉĊ Ľ ÙþćĒùąþ÷ĐÿĉĒ Ľ ßèå 0)4"4

РОСТЕХНАДЗОР

111250, Москва, проезд Завода Серп и Молот, д.6 тел. +7 (495) 225-52-95 (многоканальный) e-mail: info@tehnoexpert.ru www.tehnoexpert.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SHALE GAS

Post-Soviet Countries Poised to Join the “Shale Revolution” The Multinationals Will Help

Постсоветские страны готовы участвовать в «сланцевой революции» c помощью транснациональных компаний Vladimir Shlychkov

very year the addicted to Russian gas imports postSoviet European states declare the ambition to find alternative to Gazprom. However, if earlier the pitch was mainly about buying the LNG from the Caspian region, Middle East, North Africa and even the U.S., now the talk has largely shifted to statements on using the own unconventional – primarily shale – gas resources. Even partial realization of these plans would mean erosion of Kremlin’s political influence on the Eastern Europe, exacerbated by Russia losing a significant part of export earnings. Sure, such statements could be considered a makebelieve, just as officials of the Russian gas giant and many industry experts suggest. Shale gas production requires multibillion-dollar investment in this new industry, as well as new technologies, equipment and environmental approaches absent even in the more developed European countries. However, the trump cards of the non-believers can be spoilt by the fait accompli: development of shale gas projects in these countries is, or has already been taken by the multinationals, which have both the necessary expertise and financial resources.

Ukraine at the Cutting Edge Ukraine is the flagman of the “shale revolution” on the post-Soviet space. Energy Information Administration of the U.S. Department of Energy in a recent report estimates Ukraine’s recoverable shale gas reserves at 1-1.2 trillion cubic meters. This puts the country in fourth place in Europe, after Poland, France and Norway. Shell and Chevron placed the winning bids on production sharing agreements (PSA) for hydrocarbons production on, respectively, Yuzovsky and Olessky fields, said Ukraine’s PM Mykola Azarov in his interview to Euronews on 11 May. The offers to the bidding (announced in February) were also submitted by Eni, ExxonMobil and TNK-BP. Bidding papers put the forecast resources of Yuzovsky site (Donetsk and Kharkiv region) are estimated at 4,054

Владимир Шлычков

ависимые от импорта российского газа страны европейской части бывшего СССР не первый год обсуждают поиск альтернатив поставкам «Газпрома». Но если раньше речь шла, в основном, о закупках СПГ из Прикаспийского региона, Ближнего Востока, Северной Африки и даже США, то в последнее время они все чаще заявляют о намерении использовать собственные ресурсы нетрадиционного газа, в первую очередь, сланцевого. Если эти планы удастся реализовать хотя бы частично, то придется говорить не только о потере Россией существенной части экспортных доходов, но и о серьезном ослаблении политического влияния Кремля на Восточную Европу. К этим заявлениям можно было бы не относиться серьезно, к чему не без оснований призывают официальные представители российского монополиста и многие эксперты. Добыча сланцевого газа требует не только многомиллиардных инвестиций в новую отрасль, но и новых технологий, оборудования и экологических подходов, которых нет даже в более развитых европейских странах. Однако карты скептикам может спутать тот факт, что за разработку месторождений сланцевого газа в этих странах готовы взяться или уже берутся имеющие необходимый опыт и финансовые ресурсы транснациональные компании.

Украина в авангарде Флагманом «сланцевой революции» на постсоветском пространстве выступает Украина. Управление энергетической информации Министерства энергетики США в недавно опубликованном отчете оценивает извлекаемые украинские запасы сланцевого газа в 1-1,2 трлн м³. Это позволяет Украине занять четвертое место по Европе, после Польши, Франции и Норвегии. Премьер-министр Украины Николай Азаров в интервью телеканалу Euronews 11 мая сообщил, что победителями конкурсов на заключение соглашений о разделе продукции (СРП) на добычу углеводородов на Юзовском Oil&GasEURASIA

#6 June 2012

SOURCE / ИСТОЧНИК: OECD/IEA

SHALE GAS

trillion cubic meters of various gas, Olessky site (Lviv region) at 2.98 trillion cubic meters of the shale gas. According to the Ukraine’s Ministry of Environment and Natural Resources, over the next 30 years Olessky and Yuzovsky fields may receive between $50 to $70 billion. Eduard Stavitsky, the Minister, says that throughout the project Yuzovsky site is likely to get between $30 to $50 billion, Olessky site – about $20 billion. Yuzovsky spud-in has been penciled for 2013, Olessky – for 2014, with pilot commercial development scheduled for, respectively, 2015 and 2016. Even the baseline scenario puts Ukraine’s gas production from Yuzovsky and Olessky sites at a total of 15 billion cubic meters per year. Ukrainian government calculates that by 2020 the country will be able to meet all its needs from the own resources, including own natural gas production. Kyiv hopes to ink the PSAs by the end of this year. The Agreements will be signed by the investor companies on one side and by the joint ventures on the other. The JVs are Nadra Yuzovskaya and Nadra Oleskaya; 90 percent of the joint ventures is held by the state-owned NAK Nadra Ukrainy, the remaining 10 percent – by SPK-Geoservice, which will conduct geological and geophysical work. Ukraine’s chances to break free from the gas habit evaluated as “high” by outside experts, too. Bertrand des Pallieres, CEO of Cadogan Petroleum, believes that within next five years the country may start the commercial pro-

и Олесском месторождениях стали компании Shell и Сhevron соответственно. Заявки на участие в конкурсе, объявленного еще в феврале, подавали также Eni, ExxonMobil и ТНК-ВР. Согласно конкурсным документам, прогнозные ресурсы Юзовского участка (Донецкая и Харьковская области) оцениваются в 4,054 трлн м³ газа разных типов, Олесского (Львовская область) – в 2,98 трлн м³ сланцевого газа. Министерство экологии и природных ресурсов Украины сообщало, что в Олесское и Юзовское месторождения за 30 лет может быть инвестировано от $50 до $70 млрд. По мнению министра Эдуарда Ставицкого, можно говорить о суммах от $30 до $50 млрд по Юзовской площади и $20 млрд – по Олесской в рамках всего проекта. Начало бурения на Юзовской площади запланировано на 2013 год, Олесской – на 2014 год, опытно-промышленная разработка – соответственно на 2015 и 2016. По предварительным данным, добыча газа на Юзовском и Олесском месторождениях составит около 15 млрд м³/ год. По расчетам правительства Украины, к 2020 году страна сможет полностью обеспечить все свои потребности за счет собственных ресурсов, включая добычу природного газа. В Киеве рассчитывают, что СРП будут заключены до конца текущего года. Соглашения будут подписаны компаниями-инвесторами с одной стороны, а с другой – совместными предприятиями. Это СП «Надра Юзовская» и СП «Надра Олесская», 90% в которых принадлежит НАК «Надра Украины» и 10% – ООО «СПК-Геосервис», которое будет заниматься геологоразведочными и геофизическими работами. Шансы Украины добиться газовой независимости высоко оценивают также и сторонние эксперты. Так, генеральный директор Cadogan Petroleum Бертран де Паллирес считает, что страна уже в ближайшие пять лет cможет выйти на промышленный уровень добычи нетрадиционного газа. К 2025 году объемы производства сланцевого газа могут составить до 20 млрд м³, что означает увеличение добычи газа в Украине в два раза. Такой прогноз глава добывающей компании сделал в интервью газете International Herald Tribune.

С Молдовой поделятся Активность Киева довольно неожиданно затронула и планы Кишинева, который также пока полностью зависит от поставок российского газа и стремится диверсифицировать свои источники энергоресурсов. В октябре прошлого года министр энергетики и угольной промышленности Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

duction of unconventional gas. By 2025 shale gas production could hit 20 billion cubic meters, effectively doubling the current gas production levels in Ukraine, he stated in an interview with International Herald Tribune.

Sharing with Moldova Rather unexpectedly, Kyiv’s ambition affected the plans of Chisinau (Moldova also seeks to diversify its energy sources and its complete dependency on Russian gas supplies). Last October, Ukraine’s Minister of Energy and Coal Industry Yuri Boyko said that Ukraine has shale gas deposits in the border regions and is ready to share this geological information and expertise to help Moldova to evaluate its prospects for own production. “Moldova’s shale gas deposits in the border zone with Ukraine occur at shallow depths and have been discovered back in Soviet times. We estimate that the reserves may reach billions of cubic meters,” notes Vasily Alkaz, director of the Institute of Geology and Seismology of the Academy of Sciences of Moldova. Now Moldovan scientists are working on defining the volume of the reserves and prospective points for shale gas production.

Baltic States Gearing Up After shutting down the Ignalina nuclear power plant Lithuania become more dependent on energy imports than the other Baltic states. The country holds approximately 480 billion cubic meters of shale gas, says Jonas Satkunas, director of the State Geological Service, though only 100 billion cubic meters are in commercially viable locations. This is consistent with the assessment by Energy

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ Украины Юрий Бойко заявил, что страна, имеющая месторождения сланцевого газа в приграничных территориях, готова поделиться геологической информацией и помочь Молдове провести экспертизу перспектив по собственной добыче. Как утверждает директор Института геологии и сейсмологии Академии наук Молдовы Василий Алказ: «Месторождения сланцевого газа Молдовы залегают на небольшой глубине в приграничной с Украиной зоне и были найдены еще при Советском Союзе. По нашим прогнозам, они могут составлять миллиарды кубических метров». Сейчас молдавские ученые работают над определением объема запасов и перспективных мест добычи сланцевого газа.

Страны Балтии начинают Литва в большей степени, чем другие страны Балтии, зависит от импорта энергоресурсов. Такая ситуация в стране сложилась после закрытия Игналинской атомной электростанции. Директор Государственной геологической службы Йонас Саткунас полагает, что в Литве есть запасы сланцевого газа объемом примерно в 480 млрд м³, однако извлечь возможно только 100 млрд м³. Это совпадает с оценкой Управления энергетической информации Министерства энергетики США. Геологи предполагают, что крупные залежи сланца находятся в юго-западной Литве, где на данный момент производится добыча литовской нефти. Специалисты обращают внимание на схожесть литовских подземных структур с польскими и считают, что в Литве можно применять те же технологии добычи,

#6 June 2012

SOURCE / ИСТОЧНИК: OECD/IEA

SHALE GAS

Information Administration of the U.S. Department of Energy. Geologists believe that large shale deposits are located in the south- western Lithuania, where the country is currently producing its oil. Experts point out the similarity of the Lithuanian and Polish subsoil structures, saying that in Lithuania companies can apply same production technologies that are currently on the test trial in Poland. Commenting on the prospects for researching and development of shale gas sites in Lithuania, country’s PM Andrius Kubilius notes: “The experience of neighboring Poland teaches that the geological investigations and test drilling is always done by the investors. Therefore there is no reason for Lithuania to change its current practices.” The first step on this road has already been made – on 5 April Chevron registered a subsidiary of Chevron Exploration & Production Lietuva. Earlier media reported that the U.S. company drilled several wells and is now analyzing the composition of Lithuanian shale rocks and the probable gas reserves there. Polish-Danish company Minijos nafta and concern Polish Lithuanian oil producer Lotos Geonafta (owned by the Poland’s Lotos) also eye up the opportunities for shale gas production in Lithuania, while the country’s government is interested to attract U.S.-based Сheniere for the exploration projects. Other Baltic states are also attracted by the opportunities offered by the shale gas. The predictions are more controversial about the Latvia’s options. On the one hand, experts of the Center for Environment, Geology and Meteorology have studied the data from the Soviet days and confirm availability of such deposits. The government is ready to initiate detailed studies in collaboration with Western, especially U.S.-based, companies. On the other

которые сейчас проходят пробные испытания в Польше. Комментируя ситуацию с перспективами изучения и разработки литовских месторождений сланцевого газа, премьер-министр Андрюс Кубилюс заметил: «Опыт соседней Польши учит, что геологические исследования и тестовое бурение скважин всегда делают инвесторы. Поэтому Литве нет смысла менять сложившуюся практику». И первый шаг в этом направлении уже сделан. Компания Chevron 5 апреля зарегистрировала «дочку» Chevron Exploration & Production Lietuva. Ранее сообщалось, что американская энергетическая компания пробурила несколько скважин и сейчас анализирует состав сланцевых пород в Литве, а также объемы возможных запасов газа. Возможностями добычи в Литве сланцевых газов и углеводородов интересуются польско-датская Minijos nafta и принадлежащая польскому концерну Lotos литовская нефтедобывающая компания Lotos Geonafta. Правительство Литвы заинтересовано также в привлечении к разведочным работам американской компании Сheniere. Проблемой сланцевого газа озаботились и другие страны Балтии. В отношении Латвии прогнозы пока более противоречивы. С одной стороны, специалисты Центра окружающей среды, геологии и метеорологии, рассмотрев данные еще советских времен, подтверждают наличие таких месторождений. Правительство готово начать более детальные исследования в сотрудничестве с западными компаниями (прежде всего с американскими). С другой, многие ученые сомневаются в целесообразности этих действий. Так, профессор Латвийского университета, доктор геологии Валдис Сеглиньш уверен, Oil&GasEURASIA

#6 June 2012

SHALE GAS hand, many scholars doubt viability of such projects. Valdis Seglinsh, a Professor at University of Latvia, doctor of geology, is sure that the country does have shale gas reserves, though the volumes are too small for commercial production. Estonia also counts on cooperation with the US companies – the country has already signed an agreement with the United States on cooperation in the shale gas segment.

Belarus Explores “So far there are no shale gas deposits in Belarus, though the search continues, – tells OGE Anatoly Lis, Deputy Minister of Natural Resources and Environment of Belarus. “The results are yet unavailable, but we will continue the research”. Currently Brest and Gomel areas seen prospective enough to start geologic research there. Belarus has always been considered as a state with no shale (or natural) gas deposits, exploration work was deemed uneconomical. Yet experts leave open the possibility of shale gas deposits within oil&gas-bearing Pripyatskaya basin, in the inter-salt sediments. Exploration is carried out both by ground teams and by using satellite data, interpreted by the specialists of the state company Kosmoaerogeologiya. Though there is no reliable data as yet, the Belarusians already study the international experience (including the U.S.) on shale gas production and utilization. Despite the known problems in the political links between Minsk and Warsaw, Poland indicated that it is willing to share the necessary technology.

To Put Shale On Commercial Foot The “Slate Revolution” started in the U.S., where companies were able to put shale gas production on commercial footing, thereby radically changing entire structure of the energy market. The overseas model could prove tempting. Mikhail Korchemkin, head of the East European Gas Analysis (USA) is optimistic about the prospects of shale gas production projects in Eastern Europe: “The current spike in oil prices is very appropriate for shale gas producers. Gazprom prices are linked to oil, so Russian gas will remain the most expensive in Europe.” International Energy Agency (IEA) puts the world’s reserves of shale gas at 456 trillion cubic meters (World Energy Outlook, 2009), which is almost 2.5 times higher than the conventional reserves estimated at 185 trillion cubic meters. As for Russia and other former Soviet countries, according to Alexander Zharkov, head of the All-union Petroleum & Geological Prospecting R&D Institute: “The countries of the former Soviet Union hold 18 trillion cubic meters of shale gas resources. In Russia, reserves of the shale hydrocarbons have not been evaluated.” The opinion was voiced at the end of last year by Polish Foreign Minister Radoslaw Sikorski. “For Russia, the long-term challenge is to be seen as a reliable supplier of gas at competitive prices; the opportunities presented by technologies for shale gas production in Russia will contribute to this. Shale gas is a global phenomenon, it already affects the gas market prices despite the fact that it is not produced in Europe,” said Sikorski.

что государство обладает запасами этого вида топлива, однако они слишком малы для промышленной добычи. На сотрудничество с американскими компаниями рассчитывает и Эстония, подписавшая соглашение с США о сотрудничестве в области сланцевого газа.

Беларусь ищет «Залежи сланцевого газа на территории Беларуси пока не нашли, однако их поиски продолжаются, – сообщил НГЕ заместитель министра природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Беларусь Анатолий Лис. «Результаты пока не получены, но заниматься этим мы будем и в дальнейшем». В качестве перспективных площадок для разведочных работ сегодня рассматриваются Брестская и Гомельская области. Ранее в Беларуси залежей сланцевого газа, как и природного, не находили, и его поиск считался экономически нецелесообразным. Вместе с тем, эксперты не исключают, что он может залегать на территории нефтегазоносной Припятской впадины, в межсолевых отложениях. Геологоразведка ведется как наземными методами, так и с использованием спутниковых данных, которые обрабатывают специалисты государственной компании «Космоаэрогеология» (Республика Беларусь). И хотя достоверные данные еще не получены, в стране уже изучается зарубежный опыт, в том числе и опыт США по добыче сланцевого газа и его применению. Несмотря на известные проблемы в политических взаимоотношениях между Минском и Варшавой, польская сторона выразила готовность поделиться необходимыми технологиями для начала работ по разведке и добыче сланцевого газа.

Поставить сланец на поток «Сланцевая революция» началась в США, где компаниям удалось поставить добычу сланцевого газа на поток, тем самым кардинально изменив структуру энергетического рынка. Заокеанский пример может оказаться заразительным. Глава компании East European Gas Analysis (США) Михаил Корчемкин оптимистически оценивает перспективы программ по добыче сланцевого газа в Восточной Европе: «Нынешний скачок нефтяных цен очень на руку производителям сланцевого газа. Цены «Газпрома» привязаны к нефтяным, так что российский газ останется самым дорогим в Европе». По данным Международного энергетического агентства за 2009 год (World Energy Outlook) мировые запасы сланцевого газа составляют 456 трлн м3, что почти в 2,5 раза превышает запасы традиционных месторождений, которые оцениваются в 185 трлн м3. Ресурсы сланцевого газа на территории стран бывшего СССР составляет около 18 трлн м3. На территории России, по словам заведующего отделом Всесоюзного нефтяного научно-исследовательского геологоразведочного института Александра Жаркова, оценки запасов сланцевых углеводородов пока не проводилось. Но, по предварительным прогнозам, объем сланца в России может оказаться самым большим в мире. Такое мнение в конце прошлого года высказал министр иностранных дел Польши Радослав Сикорский. «Задача России в долгосрочной перспективе – чтобы ее воспринимали как солидного поставщика газа по конкурентным ценам, и возможность его добывания из сланцев на территории РФ должна будет способствовать этому. Сланцевый газ – глобальное явление, он уже влияет на цены на газовом рынке, несмотря на то, что в Европе его еще не добывают», – заметил Сикорский.

Oil&GasEURASIA

The premier meeting place for the Russian Oil and Gas industry

SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition 2012

16 – 18 OCTOBER 2012 ALL RUSSIA EXHIBITION CENTRE, PAVILION 75, MOSCOW, RUSSIA WWW.RUSSIANOILGAS.COM

Be a part of the number one meeting place ‘by the industry for the industry’ and engage face-to-face with Russia’s exploration and production community. Sponsorship Opportunities

Technology Incubator

Discover the high value sponsorship opportunities available to reach over 4000 visitors who attend the industry’s leading technical event.

New feature for 2012 – offering you a cost-effective and accessible opportunity to demonstrate your capabilities and display new technologies.

2012 Conference Programme Now Live! Download the 2012 conference programme online at www.russianoilgas.com

2012 sponsors:

Platinum sponsors:

Sponsors:

Organised by:

Tel: +44(0)20 8439 8890 Email: rog@reedexpo.co.uk

Energy & Marine

SORBENTS

Rehabilitation of Contaminated Soil and Water with Biodegradable Sorbents Рекультивация нефтезагрязненных земель и водоемов при помощи биоразлагающих сорбентов Pavel Ivasishin Deputy General Director of OSH, Process Safety and Environmental Science, YUGRAGASPERERABOTKA LLC

ncreasingly common oil contamination of soil and water causes extensive damage to the environment. Rehabilitation, one of the most important environmental measures, is aimed at restoring the fertility of contaminated soil. Application of sphagnum-based biological sorption technologies has been producing excellent results in this area.

The Causes of Oil Contamination An oil spill can occur throughout the technologic chain – production, transportation and storage, refining and application. Often, contamination may be due to the physical wear and tear of equipment or because of its mechanical failure. Trunk and infield oil pipelines dominate the list of oil contingencies. Here, the vast majority of accidents are due to the corrosion of equipment and poor quality of construction and assembly work; only minor part can be attributed to a factory defect or operational error. Russia’s environmental legislation requires, in the shortest time, containment and elimination of crude oil and oil products spills and reduction of residual hydrocarbons in the environment to an acceptable level. Rehabilitation of the soil fully or partially infertile due to oil spills is obligatory. After all the work is done, rehabilitated soil, adjacent areas and water zones should form optimal environmentally balanced sustainable landscape. RF Government Resolution “On urgent measures to prevent and eliminate oil and oil products spills” states that every facility must develop an oil spills contingency plan (OSCP). However, in practice, most companies have neither OSCP nor technical equipment and materials to remove contamination.

Methods for Oil Spill Containment and Elimination Mechanical methods of containment and elimination of oil spills facilitate collection of hydrocarbons from the soil and water surfaces using specialized instruments and devices. In this case large volume of hydrocarbons

Павел Ивасишин Заместитель Генерального директора по ОТ, ПБ и ООС ООО «ЮГРАГАЗПЕРЕРАБОТКА»

ефтяные загрязнения почвы и воды, которые в последнее время встречаются все чаще, наносят большой ущерб окружающей среде. Одним из важнейших природоохранных мероприятий, направленных на восстановление плодородия нефтезагрязненных земель, является рекультивация. Применение сорбционнобиологических технологий на основе сфагнума в последние годы дает прекрасные результаты.

Причины нефтезагрязнений Разлив нефти может произойти как при ее добыче, транспортировке и хранении, так и при переработке и применении в технологических процессах. Помимо этого причинами нефтезагрязнения зачастую становится физический износ оборудования или его механические повреждения. Лидирующие позиции по числу аварийных разливов нефти и нефтепродуктов занимают магистральные и внутрипромысловые продуктопроводы. Подавляющее большинство ЧП здесь связано с коррозией оборудования, некачественными строительно-монтажными работами, и лишь незначительная часть — с заводским браком и ошибками эксплуатации. Природоохранное законодательство РФ предписывает локализацию и ликвидацию разливов нефти и нефтепродуктов в кротчайшие сроки, а также доведение до допустимого уровня остаточного содержания углеводородов в окружающей среде. Должны быть проведены работы по рекультивации земель, полностью или частично утративших продуктивность в результате разлива нефти. Рекультивируемые земли, прилегающие к ним территории и водные резервуары, после завершения всего комплекса работ, должны представлять собой оптимально организованный и экологически сбалансированный устойчивый ландшафт. Согласно постановлению Правительства РФ «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» на каждом предприятии должен быть разработан план по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (ПЛАРН). Однако на практике большинOil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

gets absorbed into the soil, rendering impossible the option for mechanical collection. With the development of science and technology companies started to use physico-chemical and biological methods along with mechanical methods. Physico-chemical methods for spills elimination are based on the use of oil sorption materials. Depending on the mechanism of oil absorption, such materials can be divided into adsorbents and absorbents. In turn, each of these varies by the origin, dispersion, oil capacity, floatability, moisture capacity, and other indicators. Today, both inorganic and organic sorbents of either natural or synthetic origin are used. Many sorbents are universal – they can absorb quite a wide range of oil products. Recently, the choice of spill contingency tools increasingly leans towards sorbents capable of absorbing oil and oil products and decomposing the material into simple and harmless substances – carbon dioxide and water. In this case the process of oil products biodegradation is completed using natural microorganisms. To accelerate oil products biodegradation along with the sorbents the companies can apply bio-products that contain colonies of various microorganisms – biodestructors of oil.

Rehabilitation of Soil and Reservoirs with Biodegradable Sorbents Oil spill can destroy flora and fauna, cause mutation of microorganisms living in soil and in water. Restoration of vegetation in contaminated soils is slowed down or altogether stopped.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СОРБЕНТЫ ство предприятий не только не разрабатывают ПЛАРН, но и не имеют в наличии технических средств и материалов для устранения аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

Методы локализации и ликвидации аварийных разливов нефти Механические методы локализации и ликвидации аварийных разливов нефти позволяют собирать с поверхностей почвы и воды при помощи специализированных механизмов и устройств основную массу углеводородов, попавших в окружающую среду. При этом внушительная часть углеводородов впитывается в почву, и собрать их механическими методами не представляется возможным. С развитием науки и техники наравне с механическими методами ликвидации разлива нефтепродуктов стали применяться физико-химические и биологические методы. Физико-химические методы устранения нефтезагрязнений основаны на применении сорбционных материалов, которые обладают способностью поглощать нефть. Эти материалы можно разделить на адсорбенты и абсорбенты в зависимости от механизма поглощения нефти. В свою очередь каждый из этих материалов различается своим происхождением, дисперсностью, нефтеемкостью, плавучестью, влагоемкостью и другими показателями. Сегодня применяются неорганические и органические сорбенты, имеющие как природное, так и синтетическое происхождение. Многие сорбенты универсальны, поскольку способны поглощать довольно большой спектр нефтепродуктов. В последнее время при выборе средств для ликвидации аварийных разливов и их последствий все большее

SORBENTS ● Fig. 1 Dynamics of reduced hydrocarbon content in oil-polluted

soil compared to the original content, 2 weeks ● Рис. 1. Динамика снижения содержания углеводородов в нефтезагрязненной почве по отношению к исходному содержанию через 2 недели

#6 June 2012

предпочтение отдается сорбентам, способным не только хорошо поглощать нефть и нефтепродукты, но и разлагать их на простые и безопасные вещества — углекислый газ и воду. В этом случае процесс биоразложения нефтепродуктов достигается естественным путем при помощи микроорганизмов. Чтобы ускорить биоразложение нефтепродуктов, наравне с сорбентами могут применять биопрепараты, в состав которых входят колонии различных микроорганизмов-биодеструкторов нефтепродуктов.

Рекультивация почвы и водоемов с помощью биоразлагающих сорбентов Разлив нефтепродуктов способен уничтожить флору и фауну, вызвать мутацию микроорганизмов, живущих в почве и в воде. Восстановление растительности на нефтезагрязненных почвах либо замедляется, либо не представляется возможным вовсе. Рекультивация нефтезагрязненных земель — это первостепенная задача при ликвидации последствий аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. В проведении рекультивационных работ нуждается 95,9% общего количества нефтезагрязненных земель. Ежегодно площади нарушенных земель, требующих рекультивации, увеличиваются на 10 тысяч га в год. Стоит вспомнить недавний пример, когда 25 апреля 2012 года из-за незаконной врезки в трубопровод, принадлежащий комбинату Росрезерва «Прибайкалье», в Ангару попало свыше 300 т нефтепродуктов. На данный момент утечка устранена, однако концентрация загрязнений, как сообщает Росприроднадзор, превышает норму в 20–120 Rehabilitation of contaminated soil is paramount for any oil contingency plan. Rehabilitation is required for 95.9% of the contaminated soil. Each year, the area of contaminated soil requiring rehabilitation grows by 10,000 hectares. It is worth recalling a recent example, when on 25 April 2012 more than 300 tons of oil products contaminated Angara River after the illegal tie-in into the pipeline of “Pribaikalie” facility of Federal State Reserve Agency. The leak has been eliminated but the concentration of hydrocarbons in the spill area is 20-120 times higher than normal (depending on the distance from the contamination source), reports Russia’s environmental watchdog (Rosprirodnadzor). Good indicators of rehabilitation for contaminated areas are achieved through the use of absorbents using a modified sphagnum moss peat. The modification is based on the finding that after high-temperature processing the peat changes its properties from hydrophilic to hydrophobic and oleophilic. The humic component works as a catalyst for autochthonous biocenose, boosting its activity and amplifying its interaction with hydrocarbons. After hydrocarbon biodegradation, a peat capsule goes into a hydrophilic state and begins to absorb water, just as in ordinary natural conditions, becoming a useful component for both soil and water. In order to confirm the effectiveness of water-surface absorbent based on a modified sphagnum moss peat, one of the environmental analytical labs ran relevant trials. The trials identified key indicators of the absorbent: bulk density, oil capacity, floatability, and tested the oil sorbing ability of the absorbent for the water surface. The tests

● Fig. 2 Influence of absorbent on the oil pollution background on the soil toxicity level, time-plotted (test-object – ciliate Paramecium Caudatum) ● Рис. 2. Влияние абсорбента на фоне нефтяного загрязнения на токсичность почв в динамике (тест-объект инфузории Paramecium Caudatum)

Oil&GasEURASIA

SORBENTS ● Fig. 3 Influence of absorbent on the oil pollution background on

soil microbiocenosis, time-plotted ● Рис. 3. Влияние абсорбента на фоне нефтяного загрязнения на активность микробиоценоза почв в динамике

also helped to define the scale for absorbent-based water purification in case with oil. Measurements by fluorimetric method showed that after using the sorbent, the average residual content of oil dissolved in water, as obtained by triangulation, is 0.086 mg/l (0.094; 0.073; 0.091). This is fully consistent with MPC for water facilities of domestic, cultural and drinking use: the maximum oil content of 0.3 mg/l, polysulphide oil – 0.1*. The specialists of the Department of Industrial Ecology at Gubkin’s oil&gas state university under the lead of the department head Professor S. Meshcheryakov studied in detail the influence of peat absorbent on oil contaminated soil. The experiment conducted in the department lab over seven months period has shown that application of absorbent based on modified sphagnum moss peat during rehabilitation of oil-contaminated soils results in significantly lower hydrocarbon content, reduction of toxic levels to the background values and the almost complete reduction in plant growth inhibition. This means that the use of absorbent based on modified sphagnum moss peat in a short time normalizes ecological situation on the location of the oil spill. Two weeks after the start of the experiment, two samples with sorbent in the proportion of oil/absorbent 1:1 and 4:1 with complex granular fertilizers showed reduction of hydrocarbon content by 73% and 67% respectively, after 6 months – by 94.3% and 94% respectively (Fig. 1). Other samples for the same two-week period showed 15-47% improvement, with gradually slower reduction of hydrocarbons content in the samples without the absorbent. According to the norms of Khanty-Mansy Autonomy, tests on samples with sorbent in proportion to oil 1:1 and 1:4 enable usage of absorbent on soil with these parameters. To evaluate the soil rehabilitation from a biological point of view, a number of additional studies was conducted on

#6 June 2012

раз — в зависимости от удаленности от источника загрязнения. Хорошие показатели рекультивации нефтезагрязненных площадей достигаются благодаря использованию абсорбента на основе модифицированного сфагнового мохового торфа. Суть модификации состоит в том, что при высокотемпературной обработке торф меняет свои свойства с гидрофильного на гидрофобное и олеофильное. Гуминовая составляющая работает, как катализатор активности аборигенного биоценоза, значительно повышая эту активность и ускоряя его взаимодействие с углеводородами. После биологического распада углеводорода торфяная капсула переходит в гидрофильное состояние и начинает впитывать воду как в обычных природных условиях, становясь полезным компонентом как почвы, так и воды. С целью подтверждения эффективности применения на водной поверхности абсорбента на основе модифицированного сфагнового мохового торфа проводились испытания на базе одной из эколого-аналитических лабораторий. В ходе этих испытаний были определены основные показатели данного абсорбента: насыпная плотность, нефтеемкость, плавучесть, проверена сорбирующая способность абсорбента по нефти с водной поверхности. Кроме того, была определена оценка степени очистки водной поверхности от нефти абсорбентом. Измерения на основе флуориметрического метода показали, что среднее остаточное содержание растворенной нефти в воде после применения сорбента для сбора разлитой нефти, полученное из трех измерений, составляет 0,086 мг/л (0,094; 0,073; 0,091). Это полностью соответствует ПДК в воде объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования: предельное содержание нефти 0,3 мг/л, многосернистой нефти — 0,1*. Специалистами кафедры промышленной экологии РГ У нефти и газа им. И. М. Губкина под руководством заведующего кафедрой профессора С. В. Мещерякова было подробно изучено влияние торфяного абсорбента на очистку почвы от нефтяного загрязнения. Эксперимент, проводившийся в лаборатории кафедры в течение семи месяцев, показал, что применение абсорбента на базе модифицированного сфагнового мохового торфа при рекультивации почв, загрязненных нефтью, приводит к значительному снижению содержания в почве углеводородов, уменьшению показателей токсичности до фоновых значений и практически полному снижению угнетения роста растений. Это означает, что применение абсорбента на базе модифицированного сфагнового мохового торфа за короткое время нормализует экологическую ситуацию на месте ликвидации разливов нефти. Через две недели после начала эксперимента в двух образцах с применением сорбента в пропорции нефть/ абсорбент 1:1 и 4:1 с внесением комплексного гранулированного удобрения содержание углеводородов снизилось на 73 и 67% соответственно, а через 6 месяцев — на 94,3 и 94% соответственно (рис. 1). В остальных образцах за аналогичный двухнедельный период этот показатель составлял 15–47%, причем дальнейшее снижение количества углеводородов в образцах без абсорбента затормозилось. Согласно нормам ХМАО образцы с применением сорбента в пропорции с нефтью 1:1 и 1:4 позволяют принять земли с такими показателями к обороту. Для оценки рекультивации земли с биологической точки зрения был проведен ряд дополнительных исследований о влиянии сорбента на

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

СОРБЕНТЫ ● Fig. 4 Phytocenotic indicators for the grass (30 days of cultivation) ● Рис. 4. Фитоценотические показатели травы для откосов

(продолжительность выращивания 30 суток)

основе модифицированного сфагнового мохового торфа на процесс рекультивации земель.

Исследование токсичности почвы На ранних сроках проведения эксперимента токсичность почв достигала высокого уровня. Через 3 месяца во всех образцах, где был применен модифицированный сфагновый моховой сорбент, уровень токсичности приблизился к нулевым показателям (рис. 2).

Активность микробиоценоза почв

the influence of the sorbent based on modified sphagnum moss peat on the process of soil rehabilitation.

Study of the Soil Toxicity Levels In the early stages of the experiment, the toxicity of soil reached a high level. After 3 months, toxicity level approached zero in all the samples that used a modified sphagnum moss sorbent (Fig. 2).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Угнетение микробиоценоза почвы наблюдалось на протяжении всего эксперимента во всех образцах. Исключением является образец, где доза абсорбента максимальная (пропорция с нефтью 1:1). Образцы, в которых пропорциональное соотношение нефти и абсорбента составляло 4:1, 2:1 и 4:1 с применением удобрения, можно рассматривать как благополучные на завершающем этапе эксперимента, где угнетение незначительно превышает допустимое значение в 30% (рис. 3).

Фитоценотические показатели Изучение фитоценотических показателей злаковых растений выявило токсичность почвы всех экспериментальных образцов. Менее выражена токсичность почвы в образцах с применением абсорбента. У всех растений, участвовавших в эксперименте (пшеница, овес, редис и трава

#6 June 2012

SORBENTS Table 1 Evaluation of the drilling waste content before and after application of the absorbent Таблица. Оценка показателей содержания буровых отходов до и после применения абсорбента Sampling location Место отбора

Near-well sludge pit Прискважинный амбар

Initial oil products Test samples volume, mg/kg Исследуемые образцы Исходное количество нефтепродуктов, мг/кг Sludge + absorbent Шлам + абсорбент Sludge Control Контроль Шлам

Oil products volume after 40 days mg/kg Количество нефтепродуктов через 40 дней, мг/кг

Сd

240

12.2

mg/kg мг/кг

3,520

0.48 262.4 30.3

13,600

1.09 741.5

16,000* 153

387.5 16.6

* ODKnp = 1,000 mg/kg. ODKnp – separately allowable oil concentration (by its Russian acronym) (in an individual subject of the federation). * ОДКнп = 1000 мг/кг. ОДКнп — отдельно допустимая концентрация нефтепродуктов (в отдельно взятом субъекте федерации).

Soil Microbiocenosis Activity

для откосов), резко выражено угнетение корневой системы из-за токсичности почвы. Наиболее чувствительными к нефтяному загрязнению оказались семена пшеницы. Надземная часть растений также была угнетена. По мере увеличения количества абсорбента в загрязненной земле (пропорциональное соотношение с нефтью 2:1 и 1:1) угнетение несколько снижалось. Самые хорошие показатели по результатам комплексных исследований были отмечены у двух образцов: первый — с умеренной дозой абсорбента на базе модифицированного сфагнового мохового торфа (соотношение с нефтью 4:1) на фоне удобрения; второй — с максимальной дозой этого же абсорбента (пропорция с нефтью 1:1) (рис. 4). В результате проведенных биологических исследований выявлено, что, несмотря на снижеPhytocenotic ние уровня углеводородов в нефтезагрязненной Indicators ● The zone contaminated 28% by oil products. ● Территория, загрязненная нефтепродуктом почве без применения абсорбента, полноценная жизнедеятельность растений не обеспечивается. Study of phyto- на 28%. С целью определения эффективности cenotic indicators of рекультивации земель с помощью абсорбента, cereals showed the soil проводились исследования toxicity in all of the experimental samples. Soil toxicity по выявлению возможноin samples with absorbent is less pronounced. All plants сти биоразложения нефтяinvolved in the experiment (wheat, oat, radish and grass) ных загрязнений и бурового showed pronounced inhibition of the root system due to шлама. Результаты показали, the soil toxicity. Wheat grain was the most sensitive to oil что количество нефтепроpollution. Aboveground part of plants is also inhibited. дуктов в опытных образцах Inhibition slightly decreased as more absorbent applied снизилось на 78%. В дальнейto the contaminated soil (proportion with the oil 2:1 and шем уровень нефтепродуктов 1:1). в опытных образцах продолComprehensive studies showed best performance жал снижаться и через 100 results in two samples: the first – with a moderate dose of дней приблизился к предельabsorbent based on the modified sphagnum moss peat (the но допустимым концентраratio to oil 4:1) on the fertilizer background; the second – циям (см. таблицу). with a maximum dose of the same absorbent (the ratio to Высокие показатели oil 1:1) (Fig. 4). очистки нефтезагрязненBiological studies revealed that, despite the reduction ных земель и водоемов при of hydrocarbons level in oil-polluted soil without absorbent ● The same zone 45 days after applying the sorbent. помощи сорбента на осноapplication, full-scale plant life cannot be guaranteed. ве модифицированного In order to evaluate the effectiveness of rehabilitation ● Территория через 45 дней сфагнового мохового торфа with the absorbent, the lab conducted research on the pos- после внесения сорбента. послужили основанием sibility of biodegradation of oil contamination and drilling для ввода его в стандартslurry. The results showed that oil content in test samples fell by 78%. Oil products level in the test samples continued ную процедуру рекультивации почв и водоемов от нефти/ to decline, reaching the maximum permissible concentra- нефтепродуктов и буровых шламов рядом с крупнейшими предприятиями. Примером может служить применение tions level after 100 days (See the Table). High clearing rates of contaminated soils and waters with абсорбента на нефтезагрязненных землях одного из предsorbent based on modified sphagnum moss peat constituted a приятий в ХМАО. Перед применением абсорбента содержаground for its introduction into the standard oil/products and ние нефтепродукта в почвогрунте составляло 28%. Через 45 drilling slurry contingency procedure for soil and water next дней после внесения сорбента содержание нефтепродукта Inhibition of the soil microbiocenosis was observed during the entire experiment in all samples. The exception is the sample, where the absorbent dose is the highest (proportion to oil 1:1). Samples with proportion of oil and absorbent at 4:1, 2:1 and 4:1 with fertilizers may be considered satisfactory at the final stage of the experiment, where inhibition slightly exceeds the permitted value of 30% (Fig. 3).

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

to the largest companies. An example is given by use of the absorbent on contaminated soil one of the companies in the Khanty-Mansiysk Autonomy. Before applying the absorbent, oil product content in soil reached 28%. 45 days after sorbent application, oil product content fell 20% to 5.8%, lower than the Khanty-Mansiysk MPC level (6%) (see the picture). Soil rehabilitation considered completed after the establishment of dense and sustainable grass; the concentration of residual oil with oil oxidation rate over 90% should stay at below 8.0% site average in organic soil and 1.5% in mineral and mixed soils. Examination of the entire experiment in the development suggests that with biodegradable sorbents the rehabilitation of oil-contaminated soils is faster and more efficient. Also, biodegradable sorbents have a positive impact on the development of plants in contaminated soils. Especially good results were shown by the sorbent based on the modified sphagnum moss peat. The sorbent helps to normalize the environment in the oil contingency zone, both on the soil and water. Experts only have to scatter it on the oil spill location and leave for a while. Its use accelerates the process of rehabilitation of soil and water contaminated with oil and drilling slurry and is justified from economic as well as environmental point of view, as confirmed by the experiments. 1. RF Government Resolution of 21.08.00 No. 613 “On urgent measures to prevent and eliminate oil and oil products spills” (revision of 15.04.02 No. 240). 2. Order of the Ministry of Natural Resources “On improving the oil contingency operations» No. 144, 2003. 3. Report on the results of research at the Department of Industrial Ecology of Gubkin’s oil&gas state university “The influence of peat absorbent on oil spill contingencies” Moscow, 2008. 4. GN 2.1.5.1315-03 about MPC of the chemicals for water facilities of domestic, cultural and drinking use from 04.03.98 as amended on 15.06.03.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СОРБЕНТЫ уменьшилось на 20% и составило 5,8%, что меньше ПДК для ХМАО (6%) (см. фото). Рекультивацию земель можно считать завершенной после создания густого и устойчивого травостоя, при этом концентрация остаточных нефтепродуктов со значениями коэффициента окисления нефти более 90% не должна превышать в среднем по участку 8,0% в органогенных и 1,5% в минеральных и смешанных грунтах. Рассмотрение всего эксперимента в динамике развития позволяет сделать вывод о том, что рекультивация почв, загрязненных нефтью, происходит быстрее и эффективнее с применением биоразлагающих сорбентов. Кроме того, биоразлагающие сорбенты оказывают положительное воздействие на развитие растений на нефтезагрязненных землях. Особенно хорошо зарекомендовал себя сорбент на основе модифицированного сфагнового мохового торфа. Сорбент помогает нормализовать экологическую ситуацию на месте аварийных разливов нефти как на почве, так и на воде. Его достаточно рассыпать на месте разлива нефтепродуктов и оставить на некоторое время. Его применение ускоряет процесс рекультивации нефтезагрязненных земель и водоемов, очистки почвы от буровых отходов и оправданно не только с экономической, но и экологической точки зрения, что подтверждено экспериментами. 1. Постановление Правительства РФ от 21.08.00 № 613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» (в ред. от 15.04.02 № 240). 2. Приказ МПР «О совершенствовании работы в области борьбы с нефтеразливами» № 144, 2003. 3. Отчет по результатам исследования кафедрой промышленной экологии ФХТЭ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина «Изучение влияния торфяного абсорбента на очистку почвы от нефтяного загрязнения».М., 2008. 4. ГН 2.1.5.1315-03 о ПДК химических веществ в воде водных объектов хозяйственнопитьевого и культурно-бытового водопользования от 04.03.98 с изменениями от 15.06.03.

LNG

On the Threshold of LNG Revolution New Opportunities Open Up for Gazprom

СПГ-революция в России: Перед «Газпромом» открываются новые возможности Svetlana Kristallinskaya

Светлана Кристаллинская

ast month, Gazprom pointed at favorable outlooks for LNG production marked growth. This announcement came in the situation of the lack of any tangible success stories in the pipeline deliveries sector. No timelines were revealed, but should the gas monopoly get a move on, it may secure a decent niche for itself both at the European, and the Asian LNG markets.

China Searches for Gas

Китай в поисках «голубого топлива»

последний месяц «Газпром» на фоне отсутствия серьезных успехов на фронте трубопроводных поставок неоднократно заявлял о возможностях серьезного роста производства сжиженного природного газа. Сроки пока не называются, но если «Газпром» поторопится, то сможет занять достойную нишу как на европейском, так и на азиатском рынках СПГ.

As you probably know, Gazprom for few consecutive years has been engaged in negotiations on pipeline gas deliveries to China – up to 38 bcm along the western route (the China gas pipeline) and up 30 bcm along the eastern route. The gas pipeline is to rely on Western Siberian gas as its resource base, but the problem is that China needs gas of easterly direction, that is, from where it has its main industrial facilities. But the fact is that while being in negotiations with Russia, China has struck deals with Turkmenistan, Uzbekistan and Kazakhstan on buying gas from them and on the construction of a pipeline running from there. Moreover, Turkmenistan has received a loan from China to the amount of $4 billion to be spent on gas reserve development. Russia was not particularly against such a step on the part of Turkmenistan, its traditional partner, as far as the purchases of “a blue fuel” was concerned, believing that

«Газпром» уже в течение нескольких лет ведет активные переговоры с CNPC о поставках трубопроводного газа в Китай – до 38 млрд м³ газа по западному маршруту (газопровод «Китай») и до 30 млрд м³ газа по восточному маршруту. Ресурсной базой для газопровода «Алтай» (проектируется между газовыми месторождениями Западной Сибири и Синьцзян-Уйгурским автономным районом на западе Китая) должен был стать газ Западной Сибири, но Китаю газ нужен с восточного направления, где расположены его основные промышленные центры. И кроме того, ведя переговоры с Россией, Китай параллельно договаривался о закупках газа и строительстве газопровода с Туркменией, Узбекистаном и Казахстаном. Туркмения при этом получила китайский кредит в $4 млрд на разработку газовых запасов. Россия не особо возражала против такого решения со стороны Туркмении – своего давнего партнера по закупкам «голубого топлива», – считая, что уход туркменского газа на восток позволит России спокойней ● Almost all the Schtokman Phase I gas could be liquefied. чувствовать себя на традиционном европейском ● Планируется сжижать почти весь газ первой фазы разработки рынке. Штокмана.

SOURCE: GAZPROM / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ

Европа: вперед в прошлое

В свою очередь европейский рынок преподносит России немало сюрпризов вместе с американской «сланцевой революцией» – из-за мирового финансового кризиса потребление газа в Европе снизилось, а СПГ, будучи невостребованным в США, пришел на европейский рынок, что в сумме повлекло за собой значительное падение цен на нем. Помимо снижения спроса на российский газ в Европе началась своеобразная игра «против газа» – ЕС стал активно пропагандировать проOil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

the eastward run of Turkmen gas would be conducive for Russia to feel safe at its traditional European market.

Europe Goes Ahead to the Past The European market, however, had quite a few bad news laid in store for Russia together with “a shale revolution” originated in the United States. Indeed, due to the world financial crunch, the consumption of gas in Europe dropped, while LNG unclaimed in the US came to the European market. These developments acted to lower gas prices. In addition, the Europeans have launched “an anti-gas game“ – they have begun proactively promoting the production and use of renewable energy sources, and started to try and replace nuclear power engineering not with environmentally-friendly natural gas, but with coal, the past ages’ fuel. The good news is that all the above is still the intentions listed in the EC Energy Roadmap 2050, but the reality is the renewable energy industry already is being funded. Angela Merkel, Chancellor of Germany, the country which acts as a European economy locomotive, says that gas will become a fuel which will support the transition of the European economy to renewable energy sources, or a bridge to more advanced technologies”. The European Commission also will try and pursue the Europeans to use energy in a thrifty way, and also will throw its weight behind the introduction of energy-saving technologies. Gazprom in turn offers its own arguments against the policy pursued by the European Union. Alexander Medvedev, Gazprom Export CEO, says that the European Commission is only focused on bringing the emission of greenhouse gases down (80-95% by 2050 against 1990), but fails to consider any technological, social and economic risks. Addressing the World Gas Congress held in early June he said that “the EC’s energy saving drive may lower people’s living standards, while the technologies used to capture and store waste are still unable to live up to expectations”. The production and use of renewable energy sources are based on substantial state subsidies, a situation which contradicts the very idea of competitive economic growth. Moreover, Medvedev believes that this can lead to substantial unbudgeted expenditures. Most companies, however, are yet to decide whether gas or coal should become the main fuel for power engineering. Currently, the share of gas in European power generation is 23%, but according to E.ON Ruhrgas’s Chairman of the Board of Management and Chief Executive Officer Klaus Schäfer, this share can soar to 35% or otherwise drop to zero. Addressing the 7th Conference “EU-Russia Energy Dialogue” held in late April, he said that “over the last few years, Europe has failed to use more gas for power generation but instead it now uses more coal largely because of the prices for these energy products”. Thus, the Europeans are putting pressure to bear on gas suppliers to make them cut down their prices. Probably, the latter would be glad to do that but the problem is that gas reserves become increasingly less accessible thus pushing the production costs up. As far as the diversification of gas supply sources is concerned, the EU has shut itself away from Russia with the Third Energy Package (package of energy-marker liberalization documents) and is doing its best to promote comНефть и ГазЕВРАЗИЯ

СПГ изводство и использование возобновляемых источников энергии. Европейцы предлагают заменить атомную энергетику не на экологически чистый природный газ, а на топливо «прошлого века» – уголь. Впрочем, пока это лишь намерения, прописанные в «Дорожной карте EC по энергетике до 2050 года», но субсидирование возобновляемой энергетики – уже случившийся факт. По заявлению канцлера Германии – локомотива европейской экономики – Ангелы Меркель, газ станет топливом, которое поддержит переход европейской экономики к возобновляемым источникам энергии, как «мостик к более современным технологиям». Еврокомиссия также попытается заставить население экономить энергию и поддержит энергоэффективные технологии. У «Газпрома» есть свои аргументы против такой политики Евросоюза. По словам главы «Газпром экспорта» Александра Медведева, Еврокомиссия сосредоточена лишь на снижении выбросов парниковых газов (на 80-95% к 2050 году по сравнению с 1990 годом) и не учитывает технологических, социальных и экономических рисков. В ходе Мирового газового конгресса (МГК) в начале июня Александр Медведев отметил, что стремление ЕС к энергосбережению может снизить стандарты жизни населения, а технологии по улавливанию и хранению выбросов (CCS – carbon capture and storage) пока не соответствуют заявленным целям. Применение и производство возобновляемых источников энергии основано на значительных государственных субсидиях, что не соответствует целям конкурентоспособного роста экономики и более того, подчеркнул глава

Производство изделий и компонентов для нефтегазодобывающего оборудования отечественных и зарубежных производителей

Инновации

Качество

Время

• Резинотехнические изделия (РТИ) теплостойкого исполнения, со стойкостью к взрывной декомпрессии. Соответствие требованиям «ТНК-BP», «Роснефть» к оборудованию всех категорий (- 60 ... + 250 °С). • Производство полимерных изделий и нанесение защитных полимерных покрытий на основе PPS и PEEK. Химстойкость при pH 1 – 12, температуростойкость до +300 °С, низкое солеотложение, износо- и задиростойкость. • Фильтрующие элементы на основе проволочных проницаемых материалов (ППМ) и фильтры. Назначение противопесочное, тонкость фильтрации 800 – 80 мкм. • Инжиниринг – проектирование изделий, разработка компонентов, технологий, испытания.

защитные полимерные покрытия уплотнения, манжеты сильфоны

диафрагмы УЭЦН

Посетите нас на выставке

«НЕФТЕГАЗ-2012», 25-29 июня, ЦВК «Экспоцентр», павильон 2, зал 2, стенд 22А10

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

№6 Июнь 2012

petition even in the wrong places. Thus, Gazprom and its German partners on the construction of the Nord Stream pipeline and its OPAL and NEL branches are unhappy about the European Commission because it makes them apply the third-party access rules retroactively to boot, that is, when the new law entered into force after the construction of the pipeline. Alexey Miller, Gazprom Head, told the lateMay session of the European Congress that the EU prevents the investor from using as much as 50% of the capacity of its Nord Stream pipeline. While an exception from the third-party access rules for Gazprom and its partners on the South Stream is still only a dream, in respect of the Nord Stream pipeline, Gazprom says, it is a violation of the effective agreement between Russian and the EU on remuneration and mutual protection of investments.

LNG Regains Confidence Under the circumstances, the decision on the liquefaction of more natural gas than was planned before could provide the solution to the above problems. Last spring, when the partners involved in the development of the Shtokman field once again failed to make the final investment decision, A. Medvedev said “the partners have decided to consider an option to liquefy almost entire gas produced during Phase 1 rather than half of it, or not 7.5 million tons, but almost 14 million tons (1.7 bcm of gas will be sent to the Murmansk Region). According to him, the Gazprom partners have regained their once lost confidence in liquefied gas, while Gazprom never lost it. In summer, A. Medvedev said “they are reviewing prospects for the liquefaction of gas which will be lifted from Shtokman during all the three phases of field development: the figure in point is 51 million t/ yr (the expected threephase production volume is put at 71.5 bcm/yr). Shtokman’s gas will be more oriented on the Atlantic market, while the demand from the Asia-Pacific countries is to be met at the expense of resources of the Russian Far East and Eastern Siberia, said A. Medvedev. According to the head of Gazprom Export, as far as the eastern operations are concerned, Gazprom is planning to boost the capacity of the Sakhalin II project currently standing at 10 million tons of LNG per year by additional 10 to 25 million tons. These extra amounts are connected Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СПГ «Газпром экспорта», может привести к существенным незапланированным расходам. Сами европейские компании пока еще не решили, что в итоге станет основным топливом для энергетики – газ или уголь. Сейчас доля газа в европейской энергогенерации составляет 23%, но, по словам председателя правления E.On Ruhrgas Клауса Шеффера, она может как вырасти до 35%, так и упасть «до нуля». Выступая в конце апреля этого года на 7-ой Международной конференции «Энергодиалог Россия-ЕС. Газовый аспект», Шеффер подчеркнул, что в Европе в последние годы не происходит увеличения использования газа, а растет использование угля, и причина таких тенденций во многом кроется в ценах на эти энергоносители. Таким образом европейцы давят на поставщиков газа с тем, чтобы последние снизили цены. Но производители газа, возможно, были бы и рады пойти на уступки, но условия залегания газа ухудшаются и, соответственно, растут затраты на добычу. Что касается диверсификации источников поставок газа, то здесь Евросоюз отгородился от России Третьим энергопакетом и пытается всячески развивать конкуренцию даже в тех местах, где ее не может быть. Так, «Газпром» и его немецкие партнеры по строительству газопровода «Северный поток», а также отводов от него – газопроводов OPAL и NEL, – обвиняют Еврокомиссию в том, что та принуждает их применять правило по доступу третьих лиц, причем задним числом – законодательство вступило в силу уже после строительства газопровода. Как заявил глава «Газпрома» Алексей Миллер в ходе Европейского делового конгресса в конце мая, это означает, что ЕС лишает инвестора использования 50% мощности построенного им газопровода. И если исключение из правила доступа третьих лиц для «Газпрома» и его партнеров по газопроводу «Южный поток» это пока мечта, то в отношении «Северного потока» – это, как заявляют в «Газпроме», – нарушение действующего соглашения между Россией и ЕС о поощрении и взаимной защите инвестиций.

В СПГ вновь поверили В такой ситуации решением вышеобозначенных проблем может стать сжижение большей, чем планировалось, части производимого газа. Весной, когда у партнеров по разработке Штокмановского месторождения вновь не получилось принять окончательное инвестиционное решение, Александр Медведев сделал заявление о том, что акционеры решили рассмотреть возможность

#6 June 2012

● Gazprom is planning to boost the capacity of the first LNG plant

in Russia (Sakhalin II project). ● У «Газпрома» есть планы по расширению мощностей

первого завода СПГ в России (проект Сахалин-2).

with the prospects to expand the capacity of Sakhalin II and the Vladivostok-based gas liquefaction plant. In the past, Gazprom was not so vociferous about the expansion of Sakhalin II, the first LNG plant in Russia built by Shell, Mitsui and Mitsubishi. Furthermore, Gazprom has stated to consider Shell as its potential third foreign partner for Shtokman. It is expected that gas to Vladivostok will go from the Sakhalin fields (Sakhalin I, II and III projects), and also from Eastern Siberia, namely, from the Chayandinskoe field (Republic of Yakutia) and possibly from the Kovykta field. Notably, the subject of LNG supply surfaced in early June in the wake of negotiations between Russian and China. It may mean that the negotiations on the construction of the Altai gas pipeline failed. This is indirectly supported by the fact that soon after the negotiation with Gazprom, CNPC signed a contract with Turkmengaz on deliveries of up to 65 bcm/yr (previous contract with Turkmenistan was for 40 bcm/yr). In the opinion of Deutsche Bank experts, having in mind that Gazprom continuously failed to strike a deal with China (for pipeline gas) during a few years, the LNG-project has potential to provide the company with more possibilities for entering foreign markets.

LNG Demand Grows in Asia Currently, the Asian market shows the highest LNG prices. Thus, in Japan which consumes a third of the LNG world market, the rejection of nuclear power generation following the Fukushima-1 disaster has raised LNG prices to $16-18/Btu. European LNG prices range from $6 to $9/ Btu. The North American market is seemingly closed to Russia as well as many other suppliers – just have a look at the Henry Hub prices of $2-3/Btu! Wood MacKenzie experts believe that demand for gas will be growing in China which will need more gas imports. In accordance with the statements of China’s National Energy Agency, by 2015 China will be producing 6.5 bcm of shale gas and as much as 60 – 100 bcm by 2020. At the same time, both industry analysts, and Chinese companies themselves view these plans as overoptimistic. The problem is that the environment of shale gas occurrence in China is much more complicated than that in the US, a country that has performed a shale revolution. “We see a great potential [of shale gas reserves], but it is accompanied with even

SOURCE: GAZPROM / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ

LNG

сжижения почти всего газа, добываемого в рамках первой фазы, а не половины, как предполагалось ранее – то есть не 7,5 млн, а примерно 14 млн т/год (около 1,7 млрд м3 будет направлено на потребности Мурманской области). По словам Медведева, у партнеров «Газпрома» снова появилась вера в сжиженный газ, а у самой компании она и не пропадала. Уже летом он сообщил, что был поднят вопрос о перспективах сжижения газа, который будет добыт на Штокмане в рамках всех трех фаз освоения: речь идет уже о 51 млн т/год (три фазы предполагают добычу 71,5 млрд м³/год газа). Александр Медведев сообщил также, что газ Штокмана будет ориентирован больше на атлантический рынок, а потребности стран АТР предполагается обеспечивать за счет ресурсов Дальнего Востока и Восточной Сибири. По словам главы «Газпром экспорта», на востоке «Газпром» собирается прибавить к существующим мощностям проекта «Сахалин-2» в 10 млн т/год СПГ еще от 10 до 25 млн т. К этим дополнительным объемам относятся перспектива расширения мощностей «Сахалина-2» и завод по сжижению газа во Владивостоке. Ранее «Газпром» не высказывался столь активно о расширении «Сахалина-2», в рамках которого компаниями Shell и японскими Mitsui и Mitsubishi был построен первый СПГ-завод в России. Теперь же Shell стала рассматриваться «Газпромом» как потенциальный третий иностранный участник Штокмана. Газ во Владивосток, как ожидается, придет с сахалинских месторождений (проекты «Сахалин-1,2,3»), а также из Восточной Сибири – Чаяндинского месторождения (республика Якутия) и, возможно, Ковыктинского месторождения. Характерно, что по итогам переговоров между Россией и Китаем в начале июня появилась тема поставок СПГ. Скорее всего, это означает, что переговоры по газопроводу «Алтай» не увенчались успехом. Косвенным подтверждением этого является тот факт, что сразу после переговоров с «Газпромом», CNPC подписала контракт с «Туркменгазом» о поставках до 65 млрд м³/год газа (ранее контракт с Туркменией был только на 40 млрд м³). По мнению аналитиков Deutsche Bank, с учетом того, что «Газпрому» не удавалось заключить сделку по трубопроводному газу с Китаем в течение нескольких лет, СПГпроект может открыть больше вариантов для компании в плане доступа на рынки.

Спрос на СПГ в Азии будет расти Сейчас на азиатском рынке сложились самые высокие цены на СПГ. Например, в Японии, потребляющей треть всего мирового рынка СПГ, из-за отказа от атомной генерации после аварии на АЭС Фукусима-1, цены находятся в диапазоне $16-18 за Btu. В европейских странах СПГ уровень цен находится в диапазоне всего $6-9 за Btu. Рынок Северной Америки, по всей видимости, закрыт для России надолго, как, впрочем, и для многих других поставщиков – цены на Henry Hub составляют примерно $2-3 за Btu. По расчетам аналитиков Wood MacKenzie, спрос на газ будет расти и в Китае, поэтому стране потребуется больше импортного газа. Согласно заявлениям китайского национального энергетического агентства (China’s National Energy Agency), к 2015 году в Китае будет добываться 6,5 млрд м³ сланцевого газа, а в 2020 году – 60-100 млрд м³. Однако и аналитики, и сами китайские компании считают эти прогнозы слишком оптимистичными. Проблема, по их мнению, заключается в том, что условия залегания сланцевого Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2012

СПГ

greater problems”, said Zhou Juping, CNPC vice-president, at the World Gas Congress. He says that shale gas reserves in China are found in environmentally sensitive territories with a high population density – in southwest China, and, to add to the problem, the gas is deposited much deeper that in North America. Hence, China is in no position to blindly apply the same technologies which have allowed the US to cause a shale boom, namely, horizontal drilling in combination with multiple hydrofracs. Taking into consideration a high population density, and also a limited character of water resources China will seek technologies which require less or even no water at all. Notably, at the beginning of the year, the US downgraded the assessment of its shale gas reserves by a factor of 1.7, but it still nurtures the idea to become a net exporter of LNG in 2016. Gazprom is still reticent about the timelines of LNG production by each of the project, but Vitaly Markelov, the company’s Chairman of the Management Committee, says that until the end of the summer Gazprom is to come up with an investment decision on the construction of the Yakutia – Khabarovsk – Vladivostok gas pipeline. The investment feasibility study for Vladivostok’s LNG plant is to be performed in Q1 2013, while the LNG plants will need 3 to 5 year to construct. Last February, Andrey Galaev, Sakhalin Energy (Sakhalin II) CEO, told the Vedomosty daily that Gazprom needs to be smart enough to squeeze in a “market window” of 2016 – 2018 before launching new ambitious LNGprojects in Australia.

газа в Китае гораздо хуже, чем в США, где уже произошла «сланцевая революция». «Мы видим большой потенциал (запасов сланцевого газа), но гораздо больше – проблем», – сказал вицепрезидент CNPC Жоу Жупин в ходе МГК. По его словам, запасы сланцевого газа в Китае расположены на экочувствительных территориях на юго-западе с большим сосредоточением населения, и при этом сам газ залегает на больших глубинах, чем в Северной Америке. Поэтому Китай не может слепо копировать технологии, которые позволили США произвести «сланцевый бум» – горизонтальное бурение в сочетании со множественными гидроразрывами пласта. С учетом высокой плотности населения, а также из-за ограниченности водных ресурсов Китай будет искать технологии с меньшим использованием воды или попытается вообще обойтись без нее. Надо отметить, что и США в начале года в 1,7 раза снизили оценку запасов сланцевого газа (с 827 трлн куб. футов до 482 трлн), но не отказались от прогноза стать неттоэкспортером СПГ к 2016 году. «Газпром» не назвал сроков производства СПГ по каждому из проектов, но не так давно заместитель председателя правления «Газпрома» Виталий Маркелов сообщил, что до конца лета этого года компания планирует принять инвестрешение по строительству газопровода Якутия-ХабаровскВладивосток. Обоснование инвестиций по СПГ-заводу во Владивостоке планируется подготовить в I квартале 2013 года, а сроки строительства СПГ-заводов – в течение 3-5 лет. В феврале главный исполнительный директор Sakhalin Energy («Сахалин-2») Андрей Галаев в интервью «Ведомостям» подчеркнул, что «Газпрому» нужно успеть в «рыночное окно» – в 2016-2018 годы, т.е. перед запуском новых мощных СПГ-проектов в Австралии.

ООО Научно-технический центр «Транскор-К» технического состояния • инспектирование подземных и подводных трубопроводов бесконтактным методом магнитной томографии (МТМ) и AQUA-MTM (по лицензии малайской нефтяной компании PETRONAS) без какой-либо подготовки объекта и вмешательства в процесс его работы; параметров работоспособности • определение ттрубопроводов (Psaf, ERF) по зарегистрированным продольным, кольцевым и сдвиговым напряжениям, с корреляцией с международными кодами (ASME B31G, v2009, API RP 579, DNV); обследования металла объектов, не • ввозможность п подлежащих внутритрубному инспектированию

ООО Научно-технический центр «Транскор-К» Трранск скоркор-К» www.transkor.ru E-mail transkor@inbox.ru info@transkor.ru tel/fax +7 495 225-9652; 225-9653

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

((компрессорные и насосные станции, нефтеггазо-химические производства, платформы, к коммунальные трубопроводы городов, аэропортов);

• экспертиза промышленной безопасности. 67

COATINGS

ADVERTORIAL SECTION

Pavel Lazarev, PPG Protective&Marine Coatings

utstanding properties of the innovative epoxy coating SIGMACOVER 240 make it a true versatile coating for various oil-and-gas industry environments, even in the most severe application environments. Used in SIGMACOVER 240 advanced technologies, as developed by PPG company, simplify the requirements for surface preparation, enabling application of the material directly on mechanically cleaned or waterjet-treated steel without the need for scrutinous preparation of the surface. The unique chemical properties of the SIGMACOVER 240 ensure even low-temperature cure – this is impossible with standard epoxy

Павел Лазарев, PPG Protective&Marine Coatings

нновационное эпоксидное покрытие SIGMACOVER 240 сочетает в себе уникальные свойства, которые делают его настоящим многофункциональным покрытием для применения в самых различных условиях нефтегазовой индустрии, включая самые экстремальные условия нанесения. Передовые технологии компании PPG, использованные в разработке материала SIGMACOVER 240, позволили значительно снизить требования к качеству подготовки поверхности, что сделало возможным наносить материал непосредственно на механически очищенную сталь или на сталь, очищенную водоструйным методом под высоким давлением без необходимости применения тщательной подготовки поверхности. Покрытие SIGMACOVER 240 обладает уникальными химическими свойствами, благодаря которым оно способно отверждаться даже при отрицательных температурах, что невозможно в случае применения стандартных эпоксидных покрытий. Поверх специального состава можно наносить финишные покрытия на основе эпоксид-акрилов, полиуретанов и эпоксид-силоксанов. Время полимеризации материала зависит от условий нанесения и толщины пленки. Разработанная компанией PPG формула эпоксидного покрытия SIGMACOVER 240 сочетает в себе ультравысокий сухой остаток, низкое содержание летучих органических соединений, а также отличную текучесть и толщину сухой пленки. Объем содержания твердых веществ составляет 87%, что обеспечивает содержание летучих органических соединений на уровне всего 152 г/л. Кроме того, покрытие может наноситься толщиной пленки от 100 до 300 мкм за один проход. Стандартные эпоксидные материалы укрывают кромки примерно на 25-30%, тогда как SIGMACOVER Oil&GasEURASIA

ПОКРЫТИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

coatings. Special structure of the coating allows application of epoxy-acrylic, polyurethane or epoxy-siloxane finishes. Curing time depends on the coating conditions and thickness. Developed by the PPG formulation of SIGMACOVER 240 epoxy coating combines ultra-high solids and, low content of volatile organic compounds, excellent flow and film build. Volume solids at 87% ensure VOC level of just 152 g/l. Also, thickness of the coating can vary from 100 to 300 microns per coat. While standard epoxy materials coat only 25-30% of the edges, SIGMACOVER 240 coating provides 75% coverage. Due to this better edge coverage, less stripe coating is required. SIGMACOVER 240 can be used as independent single- or doublelayer priming epoxy and, if necessary, can be applied in conjunction with zinc-rich or zinc-silicate primers. A range of SIGMA COATINGS finishes may be used to get desired color or appearance. Extreme flexibility of application, unique properties and high quality make SIGMACOVER 240 the ideal coating for a wide range of applications in downstream installations and other sectors of the energy industry. SIGMACOVER 240 is ideally suited for offshore platforms and all types of offshore structures operating in the harshest environments. Excellent anti-corrosion properties and cure make SIGMACOVER 240 a good choice for new construction projects, maintenance of large tank farms and other large structures. The coating can be applied directly on the steel surface, providing long-term topcoating (up to 3 months) even in the harshest weather conditions. SIGMACOVER 240 can also be used as a coating for sea water and crude oil storage tanks. The low-temperature cure option makes it a good choice for equipment and tanks operating in the varying or adverse atmospheric conditions. Tanks with crude oil can be coated with SIGMACOVER 240 at temperatures down to -18°C, with due consideration of the relevant humidity parameters. Mechanical and chemical resistance of the coating ensures high durability against the most aggressive environments on any production facilities, while special properties of SIGMACOVER 240 facilitate its usage in multi-layer coating systems as either primer or finish coat depending on the specifications and requirements. Anticorrosive material SIGMACOVER 240 proved its performance and suitability for a wide range of facilities around the world, including on the Russian anticorrosion coating market. Regardless of the energy segment, SIGMACOVER 240 provides comprehensive protection against steel corrosion, low-temperature curing, top-level properties surface-tolerant qualities, ensuring a long lifeline for your facilities.

240 перекрывает кромки на 75%. Это обеспечивает лучшую укрывающую способность кромок, требуя минимальной полосовой окраски после окончания основных работ. Материал SIGMACOVER 240 может быть использован в качестве самостоятельной эпоксидной грунтовки в один или два слоя и при необходимости может быть нанесен совместно с цинкнаполненными или цинксиликатными грунтовками. Кроме того, для получения необходимого цвета или внешнего вида, может быть использован ряд финишных покрытий SIGMA COATINGS. Благодаря своей исключительной универсальности, уникальным свойствам и высокому качеству покрытие SIGMACOVER 240 предназначено для самого широкого спектра применений в нефтегазовом и других секторах энергетической промышленности. SIGMACOVER 240 идеально подходит для морских нефтедобывающих платформ и всех типов морских конструкций, эксплуатирующихся в самых жестких условиях. Обладая превосходной коррозионной стойкостью и отличной способностью отверждения, SIGMACOVER 240 является также оптимальным выбором для нового строительства, ремонта больших резервуаров и других крупных сооружений. Покрытие может наноситься непосредственно на стальную поверхность, обеспечивая длительный срок перекрытия (до 3 месяцев) последующим финишным покрытием даже в самых тяжелых погодных условиях. SIGMACOVER 240 может также использоваться в качестве покрытия резервуаров для хранения морской воды и сырой нефти. Его низкотемпературные возможности нанесения делают его подходящим для эксплуатации оборудования и резервуаров в переменных, неблагоприятных атмосферных условиях. Резервуары с сырой нефтью могут быть покрыты SIGMACOVER 240 при температурах до -18 °C, принимая во внимание соответствующие параметры влажности. Механическая и химическая стойкость покрытия обеспечивает высокий срок службы в самых агрессивных условиях любого рода производственных объектах, а особые свойства данного материала позволяют использовать его в системах покрытий в качестве грунтовки и финишного слоя в зависимости от технических условий и требований. Антикоррозионный материал SIGMACOVER 240 доказал свою эффективность и пригодность для широкого спектра сооружений по всему миру, в том числе и на российском рынке антикоррозионных покрытий. Независимо от энергетического сектора, материал SIGMACOVER 240 обеспечивает всестороннюю антикоррозионную защиту стали при низкой температуре отверждения, высокие свойства при нанесении без необходимости тщательной подготовки поверхности, а также обеспечивает длительный срок службы ваших объектов.

Additional information

Дополнительная информация:

www.ppgpmc.com

E-mail: pcrussia@ppg.com

+7 495 213 3107

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

FLEXIBLE TANKS

ADVERTORIAL SECTION

Flexible Tanks Obvious advantages for any company

Мягкие резервуары Очевидные преимущества для любой компании Lada Ponomareva

Лада Пономарева

eftetank LLC entered the tank manufacturing market only 4 years ago. However, over this time it has managed to gain tangible results. The list of Neftetank LLC clients includes major companies, specifically, Gazprom and Transneft, the RF Defense and Emergency Response Ministries and a number of other organizations. The company manufactures diverse types of tanks designed to store various products (mostly liquids). However, Neftetank LLC has given priority to manufacturing flexible tanks. Yulia Y. Molchanova, Neftetank LLC General Director, has accorded an interview to an Oil & Gas Eurasia (OGE) correspondent on flexible tanks’ advantages for consumers.

омпания «Нефтетанк» на рынке производителей резервуаров только 4 года. Но за это время ей уже удалось достичь заметных результатов. Среди клиентов ООО «Нефтетанк» такие крупные компании, как «Газпром», «Транснефть», а также Министерство обороны РФ, МЧС РФ и многие другие. «Нефтетанк» работает с различными видами резервуаров для хранения разнообразных продуктов (главным образом, жидкостей), но предпочтение отдает мягким резервуарам. О преимуществах таких резервуаров для потребителей корреспонденту НГЕ рассказывает Генеральный директор Молчанова Юлия Юрьевна.

OGE: Yulia Yurievna, could you please describe the Neftetank LLC business scope. What is the current market demand for its products? What companies use the services provided by Neftetank LLC? Does Neftetank LLC provide services to foreign companies? Yulia Molchanova: Neftetank LLC is Russia’s leading manufacturer of MR-NT series flexible vessels and tanks. It also ranks as a leading supplier of a wide range of oil and gas equipment. Our company manufactures high quality state-of-the-art tanks designed to store potable and process water, fertilizers, alcohols and acids. Flexible tanks are indispensable for setting up fuel storages, fuel or fire water reserves or delivering water to remote areas. The list of our clients includes the RF Defense and Emergency Response Ministries, Integra Group, ERIELL NEFTEGAZSERVICE, Plarex, AMUR Cooperative Prospectors Association, Mechel, Stroygazconsulting, Alliance Oil Company, KCA Deutag and other organizations. OGE: What tanks and why are currently in demand? Molchanova: The volume of MR-NT flexible tanks manufactured by our company ranges between 25 and 500 000 liters. Our company’s individual approach to every order is, above all, based on our clients’ preferences. For instance, 250 000 liter MR-NT tanks are now extensively used by oil and gas and construction companies to set up mobile oil depots and fuel and lubricant storages while laying pipelines, performing construction work in Arctic areas, launching geological surveys etc. 25 000 and 50 000 liter MR-NT tanks designed to store transformer fluid are also in great demand. Besides, flexible tanks are extensively used by RF Emergency Response Ministry units during fire hazard periods. OGE: Could you please describe a “flexible tank” as a product? What materials are used to manufacture it? What products can it store? Molchanova: MR-NT series flexible tanks are water-tight pillow-shaped impermeable envelopes (in English they are normally referred to as pillow tanks or flexible tanks) made of high quality polymer materials. All materials used to manufacture our tanks are produced on our orders nowhere else but in Europe. Such tanks are designed to store various bulk liquids, including different oil products (diesel fuel, gasoline and kerosene), potable and process water, acids and fertilizers. The flexible tanks’ key feature is the ease of use and storage: such tanks can be folded and unfolded. It ensures the tanks’ mobility: they can be easily transported from site to site, mounted and dismounted without special equipment being used and installed on unprepared sites. Such tanks can be easily delivered even to the most remote areas. The tanks’ dimensions enable users to transport them by motor

НГЕ: Юлия Юрьевна, расскажите, чем занимается компания «Нефтетанк»? Насколько востребована на рынке ее продукция? Какие компании пользуются Вашими услугами, и есть ли среди них зарубежные представители? Юлия Молчанова: Компания ООО «Нефтетанк» является ведущим российским производителем мягких емкостей и резервуаров серии МР-НТ, а также поставщиком широкого спектра нефтегазового оборудования. Мы производим современные высококачественные резервуары для нефтепродуктов, резервуары для питьевой и технической воды, емкости для удобрений, спиртов, кислот. Мягкие резервуары незаменимы, если необходимо организовать склад горючего или просто запас топлива, доставить воду в труднодоступные места, организовать пожарный запас воды. Нашими клиентами являются такие компании как Министерство Обороны РФ, Министерство по Чрезвычайным Ситуациям РФ, Группа компаний «Интегра», «ЭРИЭЛЛ НЕФТЕГАЗСЕРВИС», «Полярэкс», Артель старателей «Амур», «Мечел», «Стройгазконсалтинг», НК «Альянс», KCA Deutag, и другие. НГЕ: Какие типы резервуаров сейчас пользуются бóльшим спросом? Почему? Молчанова: Мы производим различные объемы мягких резервуаров МР-НТ: от 25 и до 500 000 литров. К каждому заказу наша компания подходит индивидуально, ориентируясь прежде всего на пожелания клиентов. Например, широкое применение нашли резервуары МР-НТ 250Н объемом 250 000 литров в нефтегазовых и строительных компаниях, для организации мобильных нефтебаз и складов горюче-смазочных материалов (ГСМ) при строительстве различных трубопроводов, на арктических стройках, в геологоразведочных экспедициях и т.д. Также большим спросом пользуются резервуары серии МР-НТ объемом 25 000 и 50 000 литров для трансформаторного масла. Подразделения МЧС РФ активно использует мягкие резервуары во время пожароопасных периодов. НГЕ: Расскажите, пожалуйста, что такое «мягкий резервуар»? Из какого материала он производится? Для каких продуктов хранения он может быть использован? Молчанова: Мягкие резервуары серии МР-НТ представляют собой герметичную оболочку подушечной формы (на английском их часто называют pillow tanks или flexible tanks), которые изготавливаются из высококачественных полимерных материалов. Все материалы для наших резервуаров производятся только в Европе по нашему заказу. Такие резервуары предназначены для хранения различных наливных грузов: это различные нефтепродукты (дизель, бензин, керосин), питьевая и техническая вода, кислоты, удобрения. Основной особенностью мягких резервуаров является их удобство в эксплуатации и хранении – такие Oil&GasEURASIA

МЯГКИЕ РЕЗЕРВУАРЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● The delivery of 13 MR-NT flexible tanks (the volume of each - 150

cubic meters) for field fuel storage. ● Поставка 13 мягких резервуаров серии МР-НТ (объем каждого -

150 м3) для полевого склада горючего.

cars. Depending on their volume, such tanks can be installed within a few hours by two or three workers. The flexible units’ key feature is their light weight. For example, an empty 25 000 liter tank weighs only 100 kg, while a 250 000 liter tank weighs about 500 kg. OGE: Is there any difference in the parameters of tanks designed to store water and those used to store various acids? Do such tanks require additional protection depending on the stored product characteristics? Molchanova: In fact, no additional protection is required. Appropriate materials are selected on a case-by-case basis to manufacture MR-NT tanks designed to store specific types of liquids in compliance with their technical and chemical properties. OGE: What are the tanks storage conditions at warehouses? Can tanks be used under extreme conditions (for instance, in case of huge temperature swings)? Molchanova: Flexible tanks do not require special storage conditions. The operating temperatures range widely between +60°С and -60°C. Flexible tanks can easily withstand temperature swings. Besides, the materials used to manufacture such tanks resist ultraviolet radiation.

резервуары можно сворачивать и разворачивать. Эта возможность делает резервуары мобильными, емкости легко перевозить с объекта на объект, их легко монтировать и демонтировать, не привлекая при этом дополнительную спецтехнику. Для размещения мягких резервуаров может быть использована неподготовленная площадка, и их легко доставлять даже в самые труднодоступные места – размеры резервуаров в сложенном виде позволяют перевозить их на легковом автомобиле. Монтаж осуществляется за несколько часов двумя-тремя рабочими (в зависимости от объема). И главная отличительная черта мягких резервуаров – это их вес. Для примера: вес одного порожнего резервуара объемом 25 000 литров всего около 100 кг, а вес резервуара объемом 250 000 литров около 500 кг. НГЕ: Существует ли разница в параметрах резервуаров при хранении, например, питьевой воды и различных кислот? В зависимости от продукта не требуется ли дополнительная защита резервуара? Молчанова: Дополнительная защита не требуется. Для каждой жидкости, которая будет храниться в мягком резервуаре МР-НТ, материал подбирается индивидуально, согласно техническим или химическим свойствам хранимого вещества. НГЕ: Каковы условия хранения таких резервуаров на складах? Можно ли использовать их в экстремальных условиях (например, при резких перепадах температур)? Молчанова: Для мягких резервуаров не требуется специальных условий хранения. Температурный режим эксплуатации укладывается в довольно широкий диапазон: от +60°С до -60°C. Резервуары спокойно переносят перепады температур, а материал, из которого производятся резервуары, также устойчив к воздействию УФ излучения.

OGE: What are the principal advantages of flexible tanks versus steel tanks? How do they differ in terms of integrity and reliability? Molchanova: Flexible tanks have a number of advantages as compared with steel tanks: ● Ease of use (personnel needs no special training to use such tanks); ● Short manufacturing and supply timeframes (tanks are basically manufactured in about 3 days); ● Prompt and cost effective installation (250 000 liter tanks are installed within 15 to 20 minutes by 6 to 8 workers); ● Compactness and low weight facilitate the tanks transportation (tanks of up to 25 m3 can be easily transported by motor cars); ● Possibility to deliver tanks to remote areas; ● Seismic safety; ● Service life of 10 years or longer; ● Operating temperature between -60°С and +60°С; ● Inertness to stored substances.

НГЕ: В чем основные преимущества мягких резервуаров перед металлическими? Насколько они отличаются по параметрам прочности и надежности? Молчанова: Существует целый ряд преимуществ по сравнению с металлическими: ● Удобство и простота в эксплуатации (т.е. не требуется специального обучения персонала для использования резервуаров); ● Быстрые сроки изготовления и поставки (на производство резервуара тратится от 3 дней); ● Быстрый и экономичный монтаж (монтаж резервуара объемом 250 000 литров выполняется за 15-20 минут при участии 6-8 человек); ● Компактность и малый вес в транспортном состоянии (резервуары объемом до 25 м3 можно перевозить в легковом автомобиле); ● Возможность транспортировки в труднодоступные районы; ● Сейсмическая безопасность; ● Срок эксплуатации от 10 и более лет; ● Температура эксплуатации составляет от -60°С до +60°С; ● Инертность к хранимому веществу.

OGE: Are flexible tank analogs manufactured elsewhere in the world? Molchanova: Currently, there are several flexible tank manufacturers operating both in Western (USA, Canada, Germany) and Eastern countries (China, Australia). The application of patented processes is a distinctive feature of tanks manufactured by Neftetank LLC. Besides, our prices are a few times lower than those of the current Western and even Chinese models. As of today, out of the entire range of similar products, including those manufactured abroad, Rostechnadzor has so far approved the use of tanks manufactured exclusively by Neftetank LLC. Along with that, fire and environmental certificates and, of course, a GOST R compliance certificate, have been issued to our company. Besides, this year our company has received an ISO 9001 certificate confirming a high quality of its products.

НГЕ: Существуют ли какие-либо другие аналоги мягких резервуаров в мире? Молчанова: На сегодняшний день в мире существует несколько производителей мягких резервуаров. Это как западные страны (США, Канада, Германия), так и восточные (Китай, Австралия). Отличительной особенностью резервуаров производства ООО «Нефтетанк» является запатентованная технология. Ну, и конечно наши цены в несколько раз ниже не только всех западных производителей, но и даже китайских моделей. Из всех иностранных производителей на сегодняшний день только наша продукция разрешена к применению Ростехнадзором РФ. Компания получила Пожарный и Экологический сертификаты, ГОСТ Р. В этом году мы также стали обладателями сертификата ISO 9001, что свидетельствует о высоком качестве нашей продукции.

www.neftetank.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

EPC CONTRACTORS

ADVERTORIAL SECTION

Complex Approach Throughout Комплексный подход во всем This article was supplied by RusGazEngineering

usGazEngineering Group of Companies deals with EPC-contracts since 2003. At that time, EPC-approach was quite indistinctive for the Russian market; at it was sufficiently adventurous and ambitious decision to propose it to the clients… But, as the further experience showed, it was the right decision. During the short period the company approached to the maximum to its strategic target – implementation of complex projects in oil-and-gas industry with high efficiency and cost effectiveness. During its development, RusGazEngineering was consolidated into the group of specialized companies capable to independently implement the “key-ready” projects on infrastructure development of oil-and-gas facilities with any degree of complexity. Corporate structure of the company grouping is targeted for implementation the all project phases using own resources, starting from the preparatory phase and up to commissioning. Today the company grouping has implemented more than 50 big sectorial projects; and totally RusGazEngineering has signed more than 250 different contracts with clients. The number of employees at all companies and subdivisions is approximately 1,800 persons. Have been selected the complex approach as the business basis, RusGazEngineering group of companies follows it also during the working process arrangement. During the project realization, all data, drawings, calculations should be tied into the single information model during the whole project lifetime. Digital model is an invaluable storage of the project information, which may be useful not only for the designing optimization, but also for the supply management and construction; it may be also used as a prototype for further projects. Use of the software created by AVEVA, the leader in IT products for designing, engineering and management of projects in oil-and-gas industry, was a viable solution for RusGazEngineering. AVEVA Diagrams offers adequate possibilities for fast designing of pipeline and equipment layouts as well as the systems of heating, ventilation and air conditioning. These layouts are formed in the model database and available in a structured forma for all designers engaged in a project. Solution for 3D designing AVEVA PDMS allows host-centric data storage; designers from different departments may work in parallel in the model. All collisions are traced and eliminated using special tools.

● «Gas Treatment Facility for the Underground Gas Storage in Urica,

Czech Republic» project. Construction and assembly operations. ● Проект «Установка подготовки газа для подземного хранилища

газа в Урице, Чехия». Строительно-монтажные работы.

Статья предоставлена компанией «РусГазИнжиниринг»

руппа компаний «РусГазИнжиниринг» работает в сфере EPC-контрактов с 2003 года. В тот период EPC-подход для российского рынка был совсем не характерен, и для новой компании предлагать его клиентам было довольно рискованно и амбициозно. Но, как впоследствии выяснилось, правильно. За короткий период времени предприятию удалось максимально приблизиться к своей стратегической задаче – с высокой эффективностью и экономичностью реализовывать комплексные проекты в нефтегазовой отрасли. В процессе развития «РусГазИнжиниринг» объединился в группу профильных компаний, способных самостоятельно выполнять под ключ проекты обустройства нефтегазовых объектов любой сложности. Организационная структура группы компаний ориентирована на реализацию собственными силами всех стадий проекта, начиная от подготовительного этапа и технико-экономического обоснования до ввода в эксплуатацию. Сегодня группой компаний реализовано более 50 крупных отраслевых проектов, а всего в активе «РусГазИнжиниринга» более 250 различных по масштабу договоров, заключенных с заказчиками. Численность персонала по всем компаниям и подразделениям группы составляет порядка 1 800 человек. Выбрав комплексный подход как основу бизнеса, Группа компаний «РусГазИнжиниринг» руководствуется им и в организации рабочих процессов. При реализации проекта все данные, чертежи, расчеты должны быть увязаны в единую информационную модель проекта на всем протяжении его жизненного цикла. Цифровая модель – бесценное хранилище проектной информации, которая может быть полезна не только для оптимизации проектирования, но и для управления поставками и строительством, а также может быть использована в качестве прототипов для последующих проектов. Эффективным решением для «РусГазИнжиниринга» стало использование программных продуктов от лидера в области информационных технологий для проектирования, инжиниринга и управления проектами в нефтегазовой отрасли – компании AVEVA. AVEVA Diagrams предоставляет эффективные возможности для быстрого создания схем трубопроводов и оборудования, а также схем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха. Схемы формируются в базе данных модели и в структурированном виде доступны всем разработчикам, участвующим в проекте. Решение для трехмерного проектирования AVEVA PDMS позволяет централизованно хранить данные, и проектировщики из разных отделов могут параллельно работать в модели. При этом с помощью специальных инструментов отслеживаются и устраняются все коллизии. Проектный институт Группы компаний состоит из семи территориальноудаленных подразделений. Распределение работ между ними позволяет сократить сроки разработки проектной документации, привлекая дополнительные ресурсы соответствующих специалистов. Для связи проектных институтов в разных городах используется AVEVA Global. Рабочие вопросы, которые раньше требовали многочисленных командировок, сейчас оперативно решаются в режиме «online». По мере роста контрактных обязательств информации становится в разы больше, а управлять ей – сложнее. Для эффективной работы со всеми массивами данных около двух лет назад в Группе компаний «РусГазИнжиниринг» была развернута Система консолидации и управления инженерными данными AVEVA NET Portal. Данная интернет платформа обеспечивает доступ к трехмерным моделям, схемам, документам и данным из любых приложений с сохранением полной информативности, без необходимости использования исходного приложения, в котором изначально были созданы эти данные. Благодаря порталу данных был автоматизирован процесс сбора проектной документации из территориально-удаленных офисов, а большинство проектировщиков работают на базе единой цифровой модели объекта. Права доступа зависят от задач специалиста, а все внесенные изменения в существующие данные становятся доступны и понятны другим участникам проекта. Oil&GasEURASIA

ГЕНПОДРЯДЧИКИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Design office of the company grouping comprises seven depart● «Gas Treatment Facility for the Underground Gas Storage in Urica, Czech Republic» ments located in different regions. Work distribution among them project. 3D model. allows decreasing the period of the project documentation devel● Проект «Установка подготовки газа для Подземного хранилища газа в Урице, opment engaging additional specialists in corresponding fields. Чехия». Трехмерная модель. AVEVA Global is used for the communication between the design offices in different cities. The current problems, which required numerous trips, are solved promptly in on-line mode. While increasing contractual obligations, amount of information increases several times; and it is more and more difficult to manage it. AVEVA NET Portal system for consolidation and management of engineering data was developed in RusGazEngineering in order to efficiently operate all data sets. This Internet-based platform provides an access to 3D models, layouts, documents and data from various applications while keeping complete information capacity and without the need to use an original application, in which the data had been formed. Owing to the data portal, collection of construction documents from remote offices was automated; and the most designers work using the single digital model of an object. Access permissions depend on the tasks solved by the certain employee; and all changes made in the existing data become available and clear to other project particiРуководство и участники проекта могут оперативно получить актуальную инфорpants. мацию и всегда видеть полную картину по любому из проектов. Это помогает проProject managers and participants may promptly obtain actual information and водить необходимые проверки, анализ текущей ситуации и своевременно приниsee the broad picture per every project. It allows making the necessary checks, in- мать правильные решения. progress reviews and taking the right decisions. Данные ключевые ИТ технологии позволяют Группе компаний These key IT technologies always allow RusGazEngineering to meet the cus- «РусГазИнжиниринг» всегда соответствовать ожиданиям заказчиков, но, в завиtomer’s expectations; however, depending on the contract terms, we make proj- симости от условий контракта, нами выполняются проекты на базе кардинально ect based on the technologies principally different from AVEVA technologies (for отличных от AVEVA технологий (например, PDS при реализации проекта «Бургас»). instance, PDS during implementation of the Burgas project). As a whole, par- В целом участие группы компаний в проектах не зависит от применяемого ПО. ticipation of the company in projects does not depend upon the software used. «РусГазИнжиниринг» как современная динамично развивающаяся инжинирингоRusGazEngineering is always open for innovations вая компания всегда открыта для инноваций.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TUBES

ADVERTORIAL SECTION

Состояние и перспективы использования изделий из высокопрочных алюминиевых сплавов в нефтегазодобывающей промышленности Статья предоставлена компанией ООО «Бурильные трубы»

никальные свойства легкосплавных бурильных труб (ЛБТ) подтверждаются многолетним опытом их использования. Эти свойства обеспечивают ЛБТ определенные преимущества по сравнению со стальными трубами, в частности: – низкий удельный вес, высокую удельную прочность, больший коэффициент облегчения в буровых растворах, низкий модуль упругости и сдвига, незначительную потерю прочностных характеристик при температурах до 120-220 0С, позволяют снизить силы сопротивления перемещения бурильной колонны в стволе скважины, успешно проводить строительство наклонных и горизонтальных скважин с большим удалением от вертикали, горизонтальных стволов большой протяженности и увеличивать интенсивность набора угла при строительстве скважин подобного типа; – меньший коэффициент трения в обычных буровых растворах и более низкий коэффициент гидравлического сопротивления позволяют использовать насосы меньшей мощности для подачи бурового раствора; – повышенная демпфирующая способность (способность к поглощению и рассеиванию энергии упругих колебаний), диамагнитные свойства, «легкая» разбуриваемость, позволяющие гасить продольные колебания от долота, использовать как немагнитные корпуса телеметрических систем контроля забойных параметров, а также выполнять геофизические исследования через бурильную колонну; – повышенные коррозионные свойства (отсутствие коррозионного поражения в среде полного насыщения сероводородом и углекислым газом) позволяют использовать ЛБТ при бурении и строительстве скважин на месторождениях с большим содержанием сероводорода и углекислого газа. Опыт использования ЛБТ оказался настолько удачным, что бурение глубоких и сверхглубоких скважин выделили в отдельное направление. Конструкция алюминиевых труб и технология сборки трубного соединения трубы со стальным замком

доработали и опробовали при бурении Кольской сверхглубокой скважины(глубина бурения 12 262 м, температура до 220 0С). Новая конструкция ЛБТ предусматривает использование в трубном соединении вместо безупорной треугольной резьбы трапецеидальную резьбу с малой конусностью, а также конический стабилизирующий поясок и торцевой упор. Конический стабилизирующий поясок при приложении изгибающих переменных нагрузок обеспечивает частичную разгрузку резьбы от этих напряжений и повышение усталостной прочности соединения. Учитывая, что получить обычным способом одновременно торцевой упор и регламентированный натяг по резьбе и стабилизирующему пояску сложно, в настоящее время применяется технология «горячей» сборки трубы с замком. Новое соединение существенно повысило усталостную прочность трубы и общую эксплуатационную надежность бурильной колонны в экстремальных условиях нагрузки. Именно поэтому легкосплавные бурильные трубы с новой конструкцией трубного резьбового соединения получили названия «легкосплавные бурильные трубы высшего качества» – ЛБТВК и «легкосплавные бурильные трубы повышенной надежности» – ЛБТПН. [1] За последние три года выпущено свыше 250 тыс. м ЛБТВК различных типоразмеров, которые используются при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин роторным и комбинированным способами на месторождениях, разрабатываемых нефтяными и газовыми компаниями «ЛУКОЙЛ», «Славнефть-Мегионнефтегаз», БКЕ, «Сургутнефтегаз», «Роснефть», «Сибнефть», ТНК-ВР, «Татнефть» и др. [2] Технология производства алюминиевых бурильных труб позволяет изготавливать трубы переменного сечения практически любых конфигураций, в том числе с протекторным утолщением в середине трубы (это предохраняет трубы от износа при вращении колонны, а также обеспечивает их центрацию в стволе скважины и увеличивает критическую силу сжатия, при которой возникает «баклинг» – потеря продольной устойчивости труб).

Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) №№

Длина, м

Элементы КНБК

0,24

219,1 PDC – Bit MDi 613

4,21

PD 6,75” X5AA 8 5/8” Stabilized PYC

4,14

6,75” P/P Crossover+Lower C-Link 6,75”+NM+Downhole Filter

9,93

ВЗД Power Pak-6,75” A-700 M866GT Vortex Float Crossover

2,64

Upper Saver C-Link 6,75” Long+Lover Saver Sub

8,28

Telescope 6,75” NF+Upper Saver Sub

8,31

Ecoscope 8,25” Stabilizer+Silver Sub

9,53

Non-magnetic DC

Длина КНБК – 47,28 м; расчетный вес в воздухе – 68,7 кН.

По мнению специалистов-буровиков, важным условием является повышенный потенциал ЛБТ при непосредственном строительстве скважин. Использование бурильной комбинированной колонны, скомплектованной СБТ и ЛБТ, позволяет: – снизить затраты времени на спускоподъемные операции на 20-25% при одновременном кратном снижении энергетических затрат на их проведение; – снизить вес бурильной колонны в два и более раза, применить буровые установки ограниченной (меньшей) грузоподъемности, в том числе мобильные; увеличить максимальный запас прочности буровой колонны более чем на 20%; – снизить общие гидравлические потери по скважине минимум на 15-25% и использовать буровые насосы меньшей мощности; – уменьшить момент на роторе до 40% и более. Приведенные особенности алюминиевых сплавов и их влияние на эффективность бурового процесса при использовании ЛБТВК в компоновке бурильной колонны наглядно демонстрируется в результатах сравнительных расчетов напряженнодеформированного состояния колонн при выполнении различных технологических операций в процессе бурения скважин. Ниже приведен пример такого расчета, выполненный компанией ООО «Акватик-Бурильные трубы» с применением программного обеспечения 3 DDT при бурении скважины № 806, куста 5 на Ванкорском месторождении в Восточной Сибири. Исходные данные по скважине: – бурение долотом PDC Ф 219,1 мм на отметке 3 732 м, комбинированным способом; – расчетный профиль ствола – наклонный с горизонтальным окончанием, ОК Ф 245 мм до 1 965 м; – нагрузка на долото – 100кН, частота вращения БК – 90 об/мин, мех. скорость – 9,0 м/ч; – плотность раствора – 1 140 кг/м3; расход раствора – 32 л/с. На рис. 2 приведена зависимость возможного доведения растягивающей нагрузки до прихваченной на забое 3 732 м КНБК от нагрузки на крюке, при ликвидации прихвата силовым методом, для различных компоновок бурильной колонны. На сегодняшний день ООО «Бурильные трубы» – дочернее предприятие ОАО «Каменск-Уральский металлургический завод» (ведущего в России производителя полуфабрикатов из алюминиевых сплавов) – является одним из основных поставщиков ЛБТ и ЛБТВК всего спектра номенклатуры. За четыре года существования компании удалось закрепить за собой статус ведущего и самого современного производителя труб из специальных алюминиевых сплавов для нефтегазовой отрасли. Кроме серийно выпускаемых труб ЛБТ и ЛБТВК, предприятие в 2011 году выполнило ряд специальных заказов по производству уникальных труб из алюминиевых сплавов. Oil&GasEURASIA

ТРУБЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Рис. 1. Профиль скважины № 806.

Для компании Eni E&P (Италия) были изготовлены трубы диаметром 147 мм, длиной 14,2 м, со стальными замками и стальным протектором посередине трубы для бурения скважин в скальных породах. Нефтяная компания «ЛУКОЙЛ» использовала трубы малого диаметра – 89х11 мм, длиной 9 м для проведения работ по забурке боковых стволов на Приобском месторождении. В результате внедрения в бурильную колонну секции легкосплавных бурильных труб длиной 800 м, при бурении скважин на тяжелых растворах со средними проектными забоями 3 300-3 500 м, величина действующих растягива● Рис. 2

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ющих нагрузок составила расчетные значения 65-70 т (на 15-20 т меньше чем при использовании СБТ). Осложнения в виде затяжек до 40 т прекратились, что опровергло многолетние представления о дифференциальном характере осложнений при бурении данных скважин. Напряжения в теле стальной трубы были снижены на 30-50% за счет преимущества свойств алюминиевых сплавов. [3] Также разработаны и запущены в производство ЛБТ с увеличенной толщиной стенки – ЛУБТ. Эти трубы предназначены, в основном, для компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и могут быть как замковой, так и беззамковой конструкции.

Диамагнитные свойства позволяют использовать данные трубы при изготовлении корпусов немагнитных телесистем для проведения инклинометрических замеров непосредственно в призабойной зоне скважин и, таким образом, исключить применение в этих целях дорогостоящих диамагнитных труб из специальных сплавов или аустенитных сталей. Благодаря способности алюминиевых сплавов гасить упругие колебания, использование ЛУБТ в компоновке низа бурильной колонны обеспечивает существенное повышение показателей механического бурения – проходки на долото и механической скорости бурения. Разработаны и выпущены ЛУБТ с винтовым оребрением наружной поверхности. При этом – что немаловажно – винтовое оребрение формируется в процессе прессования трубной заготовки. Такие трубы выполняют не только те функции, что и вышеупомянутые гладкие ЛУБТ, но и, благодаря наличию винтового оребрения, существенно снижают площадь контактного взаимодействия бурильной колонны со стенками скважины, уменьшая тем самым вероятность возникновения прихвата. Оребрение также способствует турбулизации потока промывочной жидкости в призабойной зоне и улучшает ее промывку, благоприятно сказываясь на показателях бурения. Эта функция ЛУБТ с наружным оребрением может оказаться очень полезной для очистки горизонтальных участков скважин при бурении. [2] В последние годы уделяется большое внимание разработке шельфовых месторождений, и особый интерес вызывают возможности бурения протяженных скважин с применением ЛБТ. За рубежом рассматриваются проекты бурения скважин с берега протяженностью до 17 км. Данные проекты связаны с установкой буровой вышки (с возможностью перемещения по рельсам вдоль берега), с которой можно пробурить десятки скважин в морском дне. Это обеспечивает значительную экономию денежных средств по сравнению с проектами, предусматривающими использование морских и даже плавучих платформ со строительством соответствующей инфраструктуры. [4] Использование труб из алюминиевых сплавов для процесса крепления скважин также является перспективным направлением. Данные трубы могут использоваться как для технических, так и для эксплуатационных колонн. Технические колонны из труб, изготовленных из алюминиевых сплавов, можно использовать при возникновении в стволе скважин труднопреодолимых осложнений (катастрофическое поглощение промывочной жидкости, осыпи и обвалы и др.). В этих случаях ствол расширяется до технически необходимого диаметра, спускается и цементируется алюминивая колонна. После прохождения сильно осложненного интервала ствола и выхода на нормальные горногеологические условия бурения участок, перекрытый алюминиевой колонной, разбуривается и продолжается дальнейшее бурение запроектированным диаметром долота. [2] Особый интерес представляет использование обсадных эксплуатационных колонн из алюминиевых сплавов. Применяя их можно бурить глубокие скважины, используя при этом передвижные буровые станки сравнительно небольшой грузоподъемности, поскольку глубина бурения с них лимитируется не только весом бурильной колонны, но и весом спускаемой с этой же установки обсадной колон-

TUBES

ADVERTORIAL SECTION

Компоновка бурильной колонны с применением стальных бурильных труб №№ секций

Наружный диаметр, мм

Толщина стенки, мм Диаметр замка, мм

Масса 1 м трубы, кг/м

–

Длина секции, м

–

145,27

47,3

Сталь

127,0

171

9,19

168,3

33,63

541,1

St “S”

DP 5”x19,50

–

81,31

81,0

Сталь

УБТ 171х71+Ясс

127

9,19

168,3

33,63

3062,5

St “S”

DP 5”19,50

Марка сплава труб Типоразмер труб КНБК

Общая длина колонны – 3 732,9м; масса в воздухе – 1 346,6 кН.

Компоновка комбинированной бурильной колонны с применением ЛБТВК №№ секций

Наружный диаметр, мм

Толщина стенки, Диаметр замка, мм Масса 1 м трубы, мм кг/м

Длина секции, м

Марка сплава труб Типоразмер труб

–

145,27

47,3

Сталь

КНБК

147,0

13,0

178,0

21,41

540

А. 1953Т1

ЛБТВК 147х13П

171

–

81,31

81,0

Сталь

УБТ 171х71+Ясс

147,0

13,0

178,0

21,41

2860

А.1953Т1

ЛБТВК 147х13П

127

9,19

168,3

33,63

204,6

St “S”

DP 5”x19,50

Общая длина колонны – 3 732,9 м; масса в воздухе – 931,3 кН.

ны. Подобная обсадная колонна из-за пониженного почти в три раза по сравнению со сталями модуля упругости значительно легче вписывается в стволы наклонно-направленных скважин с большим отходом от вертикали и в стволы горизонтальных скважин с большой протяженностью горизонтального участка ствола. В подобных условиях уровень изгибающих напряжений, воздействующих на трубные резьбовые соединения, кратно ниже, чем в стальных обсадных трубах, что предотвращает их повреждение и возникновение негерметичности в процессе дальнейшей эксплуатации. Уже существует уникальный опыт крепления скважины алюминиевой эксплуатационной колонной. В 1980 году на Мочалеевском месторождении в Самарской области была спущена обсадная колонна, укомплектованная трубами размером 168х10 мм из сплава Д16Т на глубину 1 370 м. За весь период эксплуатации (26 лет) на ней провели 28 подземных ремонтов. Однако обсадная колонна не теряла герметичность и, как показали проведенные геофизические исследования, ее внутренняя поверхность не имела значительного износа. Скважина добывала обводненную нефть (обводненность 75-80%). [1]

В начале 2011 года компания «ЛУКОЙЛ-Коми» на Баядекском месторождении произвела спуск обсадной алюминиевой колонны, укомплектованной трубами размером Ø178х14 сплава 1953Т1 длиной 4 600 м, изготовленных компанией ООО «АкватикБурильные трубы». Спуск и цементирование колонны прошли успешно. Колонна работает в скважине с высоким содержанием сероводорода больше года. [1] Насосно-компрессорные трубы из сплавов алюминия (ЛНКТ) весьма перспективны для эксплуатации скважин. Их применение в ряде случаев обеспечивает эффективную эксплуатацию скважин в специфических промысловых агрессивных средах, содержащих сероводород и углекислый газ. Использование ЛНКТ позволяет значительно снизить вес лифтовых колонн, что существенно уменьшает затраты на проведение переодических подземных ремонтов (замена насосов, установка пакерующих устройств и т.д.). Специфические свойства поверхности ЛНКТ в значительной мере снижают скорость образование парафинных отложений в трубах. Свойствами поверхности ЛНКТ обусловлено и снижение гидравлических потерь при движении в них жидкости. Как показали проведенные исследо-

Результаты сравнительного расчета Варианты компоновки БК Расчетные параметры

Стальная – S-3732

Комбинированная – А-3732

Бурение на отметке 3 732 м 1. Расчетный вес в растворе, кН

1 160

645

2. Нагрузка на крюке, кН

694

319

3. Крутящий момент при вращении, кНм

30,6

19,5

4. Минимальный запас прочности

2,13

2,46

5. Гидравлические потери, МПа

21,9

16,91

Подъем БК с отметки 3 732 м 6. Нагрузка на крюке, кН

1 346

756

7. Минимальный запас прочности

1,91

2,61

Спуск на отметку 3 732 м 8. Нагрузка на крюке, кН

520

273

вания, гидравлические потери в трубах из алюминиевых сплавов на 12-15% ниже, чем в стальных. Это снижает затраты энергии, в том числе и пластовой, что может привести к увеличению сроков фонтанной эксплуатации скважин, а при эксплуатации скважин механизированным способом обеспечить непосредственную экономию электроэнергии. В настоящее время разработаны и успешно выпускаются ЛНКТ, в том числе и беззамковой конструкции диаметрами 74х8, 90х9, 103х9, 114х10. Совместно с ООО «Акватик-Бурильные трубы» созданы и успешно работают лифтовые колонны из алюминиевых сплавов на месторождениях Казахстана и Канады. На некоторых месторождениях срок службы ЛНКТ существенно (в три раза) превосходил срок службы традиционных стальных НКТ. [2] При всех возможных вариантах развития рынка потребления алюминиевых труб нефтегазового сортамента, определяемых темпами вовлечения ресурсов, несомненно одно – эта продукция востребована, и те компании, которые будут интенсивнее внедрять трубы из алюминиевых сплавов, в итоге получат значительные преимущества.

Литература: [1] Г.М. Файн и др. «Нефтяные трубы из легких сплавов», Недра, 1990. [2] Владимир Басович, Михаил Гельфгат, Дмитрий Лубяный «Бурильные трубы из алюминиевых сплавов», Металлоснабжение и сбыт, № 11, 2006. [3] А.А.Дворников «Применение легкосплавных труб ЛБТПН 89х11 в сложных геологических условиях бурения боковых стволов на Приобском месторождении»,НЕФТЕГАЗ INTERNATIONAL, октябрь, 2011. [4] В.С. Басович, М. Я. Гельфгат, Г.М. Файн «Состояние и перспективы применения изделий из алюминиевых сплавов в нефтегазодобывающей отрасли», [5] Раздел Панорама. Тех Совет №4. Апрель 2011.

ООО «Бурильные трубы» 623405 Свердловская область, г.Каменск-Уральский, ул. Заводская, 5 Тел. / факс: (3439) 39-55-85, 39-54-28 E-mail: bt@kumw.ru

Oil&GasEURASIA

СИСТЕМЫ ОБОГРЕВА

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Нагревательные кабели третьего поколения – от концепции к реальности Статья предоставлена компанией Heat Trace

рошло всего несколько месяцев с тех пор, как компания Heat Trace объявила о разработке нагревательных кабелей третьего поколения. За это время концепция таких кабелей воплотилась в реальность. Поэтому хотелось бы вернуться к этой теме, отметить прогресс и обновленную линейку продуктов, которые эволюционировали сверх ожидаемого, а также оценить возможные перспективы. Нагревательные кабели третьего поколения – результат сочетания преимуществ нагревательных кабелей первого поколения, с минеральной изоляцией (МИ) (высокая мощность и температура, механическая прочность), с преимуществами параллельных кабелей второго (нарезаемые произвольными длинами, саморегулирующиеся). В то же время, они лишены недостатков, которые были характерны для нагревательных кабелей прошлых поколений. Их не требуется разрабатывать индивидуально для каждого нагревательного контура (как это было с кабелями с МИ), и теперь нет ограничений, связанных с низкой температурной стойкостью полупроводниковой матрицы саморегулирующихся кабелей. Таким образом, компания Heat Trace, которая представила первый в мире параллельный, нарезаемый произвольной длины, нагревательный кабель второго поколения, запатентованный еще в 1970-х, почти 40 лет спустя выходит с новой технологией нагревательных кабелей третьего поколения. Появлению нагревательных кабелей третьего поколения способствовало открытие Heat Trace производственной линии непрерывной металлической экструкции, позволяющей оснащать все нагревательные кабели запатентованной цельной металлической водонепроницаемой оболочкой. Это дает возможность использовать высокотемпературные, водонепроницаемые электроизоляционные материалы в качестве альтернативы более привычным полимерам и эластомерам. Таким образом, стал возможен высокотемпературный, высокопроизводительный конструктив кабеля. Кроме того, цельная металлическая оболочка обладает высокой механической прочностью, как это было у нагревательных кабелей с МИ. Сегодня производятся следующие типы высокотемпературных нагревательных кабелей третьего поколения: ● конструктивно температурно-безопасные (КТБ) саморегулирующиеся нагревательные кабели; ● параллельные нагревательные кабели постоянной мощности; ● кабели последовательного сопротивления для обогрева протяженных трубопроводов.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Конструктивно температурнобезопасные (КТБ) саморегулирующиеся нагревательные кабели Следует понимать, что для полупроводниковых, саморегулирующихся нагревателей с положительным температурным коэффициентом необходимо было разработать нагревательную матрицу, имеющую высокую температурную стойкость. И здесь Heat Trace лидирует со значительным отрывом, разработав рецептуру матрицы, превосходящей ограничения обычных полимеров. Это в свою очередь дало возможность развития и постепенного увеличения температур и мощностей во всем диапазоне нагревательных кабелей, а именно:

● Сводят к минимуму количество нагревательных контуров; ● Могут обогревать трубопроводы с разными протоками продуктов в пределах контура; ● Снижают общую стоимость проекта.

Обеспечение температурной безопасности – основная проблема при разработке систем электрообогрева. Оптимальное соотношение между производительностью и сроком службы также является не менее важным параметром. Данная публикация демонстрирует, как технология КТБ (конструктивной температурной безопасности) обеспечивает лучшее решение обеих вышеуказанных проблем.

Высокотемпературные саморегулирующиеся нагревательные кабели ● ● ● ● ●

FS+ FSS FSU FSU+ AFS

225 °C включен или отключен 225 °C включен или отключен 250 °C включен или отключен 275 °C включен или отключен 300 °C включен или отключен

– до 60 Вт/м – до 75 Вт/м – до 100 Вт/м – до 125 Вт/м – до 150 Вт/м

Невозможно не заметить, что каждый из пяти продуктов существенно превосходит по своим характеристикам любые другие продукты, представленные на мировом рынке электрообогрева. Ближайшие эквиваленты конкурентов ограничены максимальной температурой 150 °C во включенном состоянии и требуют использования средств температурного контроля для того, чтобы их температура не превысила данное ограничение. В то время как все саморегулирующиеся кабели Heat Trace конструктивно температурно-безопасны (КТБ) и не могут перегреться или выйти из строя за счет собственного нагрева, а также не требуют использования средств температурного контроля, разве что в целях энергосбережения. Кабели новой номенклатуры Heat Trace получили одобрения IECEx и ATEX. Так что теперь конструктивно температурнобезопасные саморегулирующийся нагревательные кабели третьего поколения производства Heat Trace доступны почти для любых приложений. У таких систем целый ряд преимуществ: ● Не требуют использования средств температурного контроля; Могут использовать управление в зависимости ● от температуры окружающей среды для оптимизации энергоэффективности;

Конструктивная температурная безопасность – определение: «Конструктивная способность саморегулирования мощности, вплоть до полного прекращения нагрева, при температуре, не превышающей допустимую для нагревателя, без использования средств температурного контроля». ВСТУПЛЕНИЕ Саморегулирующиеся полупроводниковые нагревательные кабели стали самым популярным видом электрообогрева для защиты от замерзания и поддержания температуры трубопроводов и аппаратов промышленного назначения. Однако чаще, особенно когда присутствуют высокие температуры, традиционные саморегулирующиеся кабели, не будучи КТБ, должны использоваться с системой управления, обеспечивающей контроль температуры и безопасность применения. В данных случаях у традиционных саморегулирующихся кабелей нет преимуществ по сравнению с кабелями постоянной мощности. Помимо прочего, следует учесть высокие пусковые токи саморе-

HEAT TRACING

ADVERTORIAL SECTION

гулирующихся кабелей, что повышает стоимость щитовых устройств и питающей сети по сравнению с кабелями постоянной мощности. До недавнего времени среднетемпературные саморегулирующиеся нагреватели ограничивались «максимальной температурой воздействия в обесточенном состоянии» в районе 200 °C и «максимальной температурой во включенном состоянии», например, 120 °C. Как упоминалось ранее, подобные нагреватели требуют использования средств температурного контроля для обеспечения температурной безопасности. Запутывает ситуацию то, что многие производители оговаривают ограничение «максимальной температуры воздействия периодически», где «периодически» определяется как 1 000 часов суммарно. То есть, только 41 день, что не вполне вписывается в представление о длительном сроке эксплуатации. Таким образом, вопросы температурной безопасности и стабильной производительности в течении всего срока службы неизбежно возникают при выборе саморегулирующегося нагревателя. Возникает потребность в высокотемпературных саморегулирующихся нагревателях, обеспечивающих температурную безопасность промышленного применения.

НОВАЯ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНАЯ КТБ ТЕХНОЛОГИЯ Кто следит за развитием компании Heat Trace, как лидера промышленного обогрева, тот уже слышал о каждом из пяти саморегулирующихся продуктов, недавно выпущенных и усовершенствованных, и по своим температурных характеристикам существенно превосходящим любой продукт, выпускающийся конкурирующими производителями.

Что еще более важно, все эти нагревательные кабели представляют КТБ (конструктивно температурно-безопасную) технологию. Технология КТБ особенно заметно проявляется, когда включенный КТБ саморегулирующийся нагреватель находится в наиболее неблагоприятных условиях (например, свернутый в надежно теплоизолированную спираль). Температура нагревателя будет стабильно держаться ниже максимально допустимой для него температуры воздействия. Другими словами, нагреватель не способен перегреться и выйти из строя. Таким образом, разработчик системы обогрева на основе саморегулирующейся КТБ технологии должен лишь убедиться, что выбран продукт соответствующего температурного класса взрывозащиты, и максимальные технологические температуры не превышены. Система будет температурно-безопасна без использования средств температурного контроля. Обеспечение температурной безопасности чрезвычайно важно и в тоже время проблематично для разработчика системы обогрева, перед которым стоит необходимость выбора одного из трех способов. Они оговорены стандартом МЭК 60079-30 для электрообогрева во взрывоопасных зонах. Стандарт МЭК 60079-30 применим и для других промышленных и коммерческих объектов в целях защиты от возгораний за счет перегретой поверхности нагревателя.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ Итак, у разработчика три возможности: ● ● ●

саморегулирующийся КТБ нагреватель; стабилизированный расчет конструкции; средства температурного контроля.

Стабилизированный расчет представляется весьма трудоемким и сложным и должен выполняться для каждого конкретного случая применения нагревателя. Использование средств температурного контроля кажется более простым, но, бесспорно, является наименее надежным способом защиты.

Температурная безопасность – «безопасная система высокой производительности» ● Конструктивно температурно-безопасный (КТБ) нагреватель – безопасно; ● Стабилизированный расчет – обычно безопасно; ● Температурный контроль – наименее безопасно; ● Все саморегулирующиеся кабели Heat Trace КТБ. Кабели других производителей – нет; ● Программа Evolution выполняет стабилизированный расчет для каждого случая применения нагревателя.

Важность использования КТБ саморегулирующихся нагревателей становится очевидной. Кроме обеспечения наивысшей степени температурной безопасности КТБ нагреватель предлагает коммерчески выгодное решение, позволяя минимизировать количество контуров, так как наличие или отсутствие протока уже несущественно для температурной безопасности.

СРОК СЛУЖБЫ НАГРЕВАТЕЛЯ Многие годы срок службы полупроводникового саморегулирующегося нагревателя определялся на основании формулы Аррениуса, определяющей температурную стойкость полимерной электрической изоляции. В соответствии с МЭК 60079/30-1 проводятся испытания влияния «температурного воздействия на производительность». Это ускоренный тест ста-

Oil&GasEURASIA

СИСТЕМЫ ОБОГРЕВА

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ные проводники очень низкого электрического сопротивления, которые могут использоваться на высоких напряжениях (аналогично системам скинэффекта). При этом обеспечивая трехфазную симметричную нагрузку, 15-20% падения потребления и уменьшение стоимости на 25-30%. Ознакомившись с описанными продуктами, вы по достоинству оцените нагревательные кабели третьего поколения, преимущества которых очевидны с точки зрения безопасности, энергоэффективности, сокращения капитальных затрат и повышения температурной производительности.

РЕЗЮМЕ рения, в котором образец нагревателя поочередно охлаждается в течении 15 минут до комнатной температуры и в течении 15 минут находится под напряжением при максимально допустимой температуре. После 1 500 циклов проверяется мощность кабеля, которая должна сохраниться в пределах не более +20% и не менее – 25% от начальной. Данный тест подвергает матрицу нагреватель существенным температурным деформациям, которые могут привести к потере контакта с токоведущими жилами и уменьшению генерируемой мощности. Ухудшение контакта между матрицей и токоведущими жилами – это, без сомнений, типичная причина ухудшения характеристик саморегулирующегося нагревателя. Heat Trace использует запатентованную технологию экструкции матрицы, обеспечивающую надежный контакт с проводниками. Величина сопротивления измеряется и контролируется для каждой партии продукта. Образцы, взятые из партии, хранятся 10 лет, для оценки изменения характеристик кабеля в процессе эксплуатации, когда это потребуется. Увеличение сопротивления контакта происходит из-за постоянных температурных расширенийсжатий в процессе эксплуатации, которые ведут к потере контакта между нагревательной матрицей и проводниками. Особенно характерно это для нагревателей, имеющих высокие пусковые токи при включении из холодного состояния. Соответственно, увеличение срока службы может быть достигнуто путем понижения пусковых токов, и Heat Trace сфокусировала свои НИОКР на этой задаче. Проблема была решена разработкой технологии направленной проводимости.* Элементы матриц большинства саморегулирующихся кабелей, равномерно сориентированные случайным образом, взвешены в полимерном носителе. Это обеспечивает одинаковую проводимость матрицы по всем направлениям. Компания Heat Trace разработала технологию, при которой поперечная проводимость матрицы составляет 300% от ее продольной проводимости. Это позволяет понизить пусковые токи и температурные деформации, вызываемые высокими пусковыми токами, которые и являются основной причиной ослабления контакта с токоведущими жилами. * Технология направленной проводимости защищена патентом Heat Trace

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Параллельные нагревательные кабели постоянной мощности

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Третье поколение параллельных, нарезаемых произвольной длины кабелей AHT все чаще используется на нефтеперерабатывающих и химических производствах, особенно для высокотемпературных импульсных трубок приборов КИП. Этот запатентованный продукт рассчитан на постоянную температуру воздействия 425 °C. В прошлом наличие подобных температур диктовало применение МИ кабелей последовательного сопротивления. Сегодня AHT может нарезаться произвольно под длины трубопроводов, там, где не может быть использован саморегулирующийся кабель в силу высоких температур. Если требуется обогрев пучка труб, AHT также может быть использован. Нарезаемый произвольными длинами кабель третьего поколения AHT заменяет МИ кабели последовательного сопротивления, в том числе и на атомных электростанциях. Монтаж и разделка AHT просты, не трудоемки и не требуют сварочных работ.

Из вышесказанного следует, что ограничения среднетемпературных саморегулирующихся кабелей, которые требовали использования средств температурного контроля и обеспечивали сомнительный уровень безопасности, особенно для взрывоопасных зон, ныне преодолены новыми и модернизированными высокотемпературными саморегулирующимися кабелями Heat Trace. Вся линейка саморегулирующихся кабелей Heat Trace основана на ТКБ, конструктивно температурно безопасна и не требует использования средств температурного контроля, если это не требуется по технологическим причинам или в целях экономии электроэнергии. Конструктивно температурно-безопасные (ТКБ) саморегулирующиеся кабели обеспечивают наивысший уровень температурной безопасности, применимы для решения практически любых задач электрообогрева и должны применяться на всех промышленных установках. Использование средств температурного контроля для обеспечения температурной безопасности, очевидно, является наименее надежной формой защиты. Следовательно, системы температурного контроля должны использоваться только тогда, когда нет других путей обеспечения температурной безопасности.

Кабели последовательного сопротивления для обогрева протяженных трубопроводов Изначально протяженные трубопроводы обогревались первым поколением МИ нагревательных кабелей. Однако длины более 1-2 км были недоступны для МИ кабелей из за отсутствия проводников низкого сопротивления и ограничения напряжения 600 В. Спустя 20 лет системы скин-эффекта стали наиболее популярным решением, позволяя обогревать контуры длиной 10 км и более. Такие системы обычно работают на напряжении до 3 кВ. Сегодня, однако, третье поколение кабелей последовательного сопротивления представляет чрезвычайно конкурентоспособную альтернативу системам скин-эффекта, которые: ● трудоемки и дороги в монтаже; ● неэффективны, работая с коэффициентом мощности около 0,85; обычно представляют несимметричную ● однофазную нагрузку.

Производственная линия непрерывной экструкции метала Heat Trace выпускает не только металлические оболочки кабелей, но и плоские нагреватель-

СРОК СЛУЖБЫ НАГРЕВАТЕЛЯ Как было продемонстрировано, наиболее вероятная причина сокращения срока службы саморегулирующегося нагревательного кабеля – это возможное ослабление усилия контакта между токоведущими проводниками и нагревательной матрицей. Ослабление контакта вызывается высокоамплитудными изменениями температуры при больших токах, которые вызывают существенные деформации при включении нагревателя из холодного состояния. Пиковые пусковые токи, которые многократно превышают номинальные значения, могут быть существенно ограничены использованием нагревателей, обладающих двунаправленной проводимостью, и устройств плавного пуска SSD. Таким образом обеспечивается существенное увеличение срока службы нагревателя без заметного увеличения стоимости системы обогрева.

ESP

ADVERTORIAL SECTION

New Servicing Solutions Инновационный сервис Khafizov F.F., Slepchenko S.D.

“N

Хафизов Ф.Ф., Слепченко С.Д.

ovomet” started its business in 1991 with the design and producвою деятельность компания «Новомет» начала в 1991 году с разработtion of powder stages for multi-stage oil-producing ESPs. Since ки и выпуска порошковых ступеней для погружных электроцентробежthen the company has become one of the flagships of the domesных насосов для добычи нефти. За 20 лет своего развития «Новомет» tic servicing industry. “Novomet” trademark is well known throughout Russia, стал одним из лидеров нефтесервисного бизнеса мирового уровня. Марка CIS countries, Middle East, Africa and Latin America. Today, “Novomet” means «Новомет» хорошо известна в России, странах СНГ, на Ближнем Востоке, в a modern engineering plant “Novomet-Perm” servicing company “Novomet- Африке и странах Латинской Америки. «Новомет» сегодня – это современService”, and research units, including the well-known Moscow experimen- ный машиностроительный завод ЗАО «Новомет-Пермь», сервисное предtal design office “CONNAS”. The headquarters and main production facili- приятие ООО «Новомет-Сервис», научно-исследовательские подразделеties located in Perm, while the company’s service centers operate in Western ния, в том числе широко известный московский институт ОКБ БН «КОННАС». Siberia, Orenburg region, Kazakhstan and Azerbaijan. Strategically the com- Центральный офис и основные производственные мощности расположены в г. pany is focusing on the development of the servicing arm and on the devel- Пермь, сервисные центры действуют в Западной Сибири, в Оренбургской облаopment and manufacture of new solutions for the oil industry – for Novomet, сти, а также в Казахстане и Азербайджане. Основные стратегические приоритеthese industries are closely linked. ты деятельности компании – разработка и изготовление инновационного обоCurrently “Novomet-Service” is one of the leaders of domestic servicing рудования для нефтедобывающей промышленности, а также развитие нефтеsegment in ESP field. The division is the umbrella body for seven ESP service сервисного направления. Причем, в рамках Группы компаний, эти направления centers which currently serve more than 4,300 wells. “Novomet” service cen- тесно связаны между собой. ters offer a full service for ESP-equipped wells – from choosing the equipment В настоящее время ООО «Новомет-Сервис» является одним из лидеров среди for the wells and to the maintenance and capital repair work for all ESP units. отечественных сервисных предприятий, оказывающих услуги в области мехаClearly, the “Novomet” approach to ESP servicing means providing a compre- низированной добычи нефти УЭЦН. В составе предприятия действует семь серhensive solution even to the most complex tasks set by the customer, be it a висных центров по ремонту и обслуживанию УЭЦН, которые в настоящее время production boost on difficult well stock, switching the stock to mechanized обслуживают более 4 300 скважин. Сервисные центры «Новомет» оказываproduction, or production optimization. ют полный комплекс услуг по обслуживанию For such challenges, the solution large- ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» фонда скважин, оборудованных УЭЦН, – от ly means introducing new, innovative equip- Внедрение инновационного оборудования подбора установок к скважинам, до текущего ment. A typical example is the compaи капитального ремонта всех узлов УЭЦН. При ny’s work on the maintenance of wells run этом следует отметить, что основа «новомеГод Проект by Gazpromneft-Noyabrskneftegaz. While товского» подхода к сервису УЭЦН не выполФильтры ЖНШ working on the project, “Novomet” introнение отдельных операций по обслуживанию, 2006 Насосы износостойкого исполнения duced some 20 types of solution (see Table). а комплексное решение любых самых сложRough estimates indicate that over 50 perных задач, поставленных заказчиком, будь Организация сборки износостойких насосов на базе Удлинители УКН cent of the well stock serviced by “Novometто увеличение наработки на осложненном Насосы со ступенями с покрытием от отложения 2007 Noyabrsk” uses equipment with innovative фонде, перевод фонда на механизированную солей Мультифазные насосы units. Much of these units were designed добычу, оптимизация добычи. for specific tasks of the customer for solvРешение такого рода задач достигается во ing specific problems identified on the многом за счет внедрения инновационного ЭЦНО5-20 2008 Установки 4-200 stock (such as resolving the issue of subоборудования. Характерным примером являПогружная телеметрия «Новомет» mersible equipment clogging, improving the ется работа компании по обслуживанию скваГазосепараторы износостойкого исполнения wear resistance of pumps and gas separaжин ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». ПЭД с охладителем tors, developing more efficient gas utilization За время работы по этому проекту на дан2009 Центробежные осевые насосы equipment, increasing energy performance ном фонде внедрено около 20 видов новых of upstream equipment. Such work has yieldразработок (см. таблицу). Примерные оценСтанции управления ed results; innovative equipment contributed ки показывают, что свыше 50% всего фонда, Вентильные двигатели 2010 Модернизированные гидрозащиты to increased ESP production rate, which, in обслуживаемого «Новомет-Ноябрьск», оснаТелеметрия БИД-БГРВ turn, means that the company delivers more щены установками с инновационными узлаthan it has promised (see Graphic). ми. Причем большая часть данного оборудоЭнергоэффективные установки The same approach applies to other projвания разработана по конкретным заданиям 2011 Установки 2А и 3 габарита Гравитационно-щелевые фильтры ects – to meet the challenges presented by заказчика под решение конкретных проблем, the customer we use new, “targeted” soluвыявленных на фонде, – решение проблемы

Oil&GasEURASIA

УЭЦН

tions. The latest of these solutions are the energy-efficient compact equipment of 2A and 3 sizes, as well as bypass systems and systems for dual pumping. Of late the clients are most keen on the issues linked to operation of energy-efficient equipment. “Novomet-service” has already installed 127 such units, according to the data available on the end of Q1 2012. For a number of wells with energy-efficient units the company organized a comparative measurement of energy consumption before and during the operation of these units. All tests results indicate a significant drop of power consumption during operation of “Novomet”-produced energy-efficient units (by 20-40 percent). At the same time the units show significant levels of mean time to failure (656 days as of 01 Apr. 2012). All in all, the equipment has successfully solved the presented challenge of reducing energy consumption while maintaining high reliability levels. Another important niche in this segment is the development of the equipment for severe environments, such as development of submersible equipment for wells with high hydrogen sulfide content. The challenge posed by the customer (“Gazprom dobycha Orenburg”) was to develop the equipment usable in the environments with up to 6 percent volume of hydrogen sulfide in the gas phase. In turn, the customer had to introduce mechanized production at the Orenburg gas condensate field. customer experience with installing other equipments was negative, in this environment the equipment was failing after less than a month’s work. The key challenge here was the low resistance of downhole equipment to a specific type of corrosion – sulfide stress-corrosion cracking (SSCC). The solution required a scrutinous search of materials for manufacturing of ESP components with the required strength properties and with due account for hardness restrictions in the SSCC environment. The resulting particular unit has successfully worked at the Orenburg field for 360 days and was raised for test examination while still in a working condition. Lab studies showed no corrosion damage of the unit and its details and no signs of the SSCC. The results of this experiment were deemed successful, the ESP continued its operation at the field. Detailed results of the operation within this project presented in a joint publication [1]. The “Novomet” approach to ESP servicing focuses on the development and implementation of new solutions used as a tool for resolving the customer problems. We believe that this approach ensures our competitive edge in today’s conditions and will do so in the future. 1. B. Minlikaev, A. Mokshaev, F. Khafizov, A. Elizarov, A. Rabinovich, N. Bezmaternykh, “The experience of operation of electric pumps on oil&gas fields with high content of hydrogen sulfide” // “Oil Industry”, No.11, 2011

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

засорения погружного оборудования мех.примесями, повышение износостойкости насосов и газосепараторов, разработка более эффективного оборудования для борьбы с газом, повышение энергоэффективности нефтепромыслового оборудования. Такая работа дала свои результаты, инновационное оборудование внесло свой вклад в увеличение наработки УЭЦН на фонде, что позволяет компании перевыполнять взятые на себя обязательства (см. график). Такой же подход применяется и по другим проектам, когда для решения задач, поставленных заказчиком, адресно используются новые «новометовские» разработки. Среди последних таких разработок, следует отметить энергоэффективные установки, малогабаритные установки 2А и 3 габарита, байпасные системы, установки для одновременно-раздельной эксплуатации. Наибольший интерес в последнее время вызывает эксплуатация энергоэффективного оборудования. По данным на конец первого квартала 2012 года по проектам «Новомет-Сервис» в эксплуатацию запущено 127 таких установок. По ряду скважин с энергоэффективными установками был организован сравнительный замер энергопотребления до и при эксплуатации таких установок. По всем результатам таких тестов отмечается значительное снижение потребления электроэнергии при работе энергоэффективных установок «Новомет» (20-40%). При этом по данным установкам отмечается достаточно высокий уровень средней наработки до отказа, который по состоянию на 01.04.2012 составляет 656 сут. Таким образом, данное оборудование успешно решает поставленную при его внедрении задачу – снижение потребления электроэнергии, при сохранении высокого уровня надежности. Важным аспектом деятельности в этом направлении является разработка оборудования для особо сложных условий эксплуатации. В качестве примера можно привести разработку погружного оборудования для работы в скважинах с повышенным содержанием сероводорода. Задача, которую поставил заказчик (ООО «Газпром добыча Оренбург») – разработать оборудование, работоспособное при содержании сероводорода до 6% по объему в газовой фазе. Перед ним, в свою очередь, стояла задача внедрить механизированную добычу на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении. Опыт внедрения другого оборудования был отрицательный, в таких условиях оборудование отказывало, не отработав и месяца. Основная проблема, которая требовала решения это стойкость погружного оборудования к специфическому виду коррозии – сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением (СКРН). Решение этой проблемы потребовало поиска материалов для изготовления комплектующих УЭЦН, обладающих требуемыми прочностными характеристиками, с учетом ограничений на твердость в условиях СКРН. Изготовленная из таких материалов установка успешно отработала в условиях ОНГКМ 360 сут. и была поднята в работоспособном состоянии для проведения исследований. Результаты лабораторных исследований не выявили коррозионного поражения элементов установки и признаков СКРН. Результаты этого эксперимента признали успешными, и эксплуатация УЭЦН на ОНГКМ была продолжена. Подробно результаты эксплуатации по этому проекту представлены в совместной публикации [1]. Таким образом, «новометовский» подход к сервису УЭЦН подразумевает нацеленность на разработку и внедрение инновационного оборудования как инструмента для решения поставленных заказчиком задач. Считаем, что такой подход позволяет быть конкурентоспособным в современных условиях и имеет перспективы в будущем. 1. В. Минликаев, А. Мокшаев, Ф. Хафизов, А. Елизаров, А. Рабинович, Н. Безматерных, «Опыт эксплуатации электроцентробежных насосов в условиях нефтегазоконденсатного месторождения при повышенном содержании сероводорода» // «Нефтяное хозяйство», №11, 2011 год.

SCREW-TYPE PUMPS

ADVERTORIAL SECTION

Standard Series of Screw-Type Pumps Manufactured by VNIIBT – Drilling Tools Типоразмерный ряд установок винтовых насосов производства «ВНИИБТ-БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ» Alexander Brot, Project Manager upon the field of concern “Screw-Type Pumps”

Александр Брот, руководитель проектов по направлению «Винтовые насосы».

he relevance of problems connected with the powered production ктуальность вопросов, связанных с выбором механизированного technique being selected for marginal wells is defined by many facспособа добычи для малодебитных скважин, определяется многиtors. First of all, the most Russian fields have been developed for ми факторами. Во-первых, большинство месторождений России decades. They are characterized by significant depletion of the forma- находятся в разработке не один десяток лет и характеризуются значительtion stock and energy. Secondly, more and more fields are involved in the ным истощением запасов и пластовой энергии. Во-вторых, в разработку development with anomalous oil properties and low inflow. As a result, the вовлекается все больше месторождений с аномальными свойствами нефamount of marginal wells is about 50% of the total Russian producing well тей, характеризующиеся, как правило, низкими притоками. В итоге, фонд stock; and their operating expenses sometimes exceed operating costs малодебитных скважин составляет около 50% от общего добывающего of firm wells by 25-30% [1]. It is also necessary to note that the arrange- фонда России, а расходы на их эксплуатацию зачастую на 25-30% превыment of the cost-effective operation of marginal wells allows returning into шают затраты на эксплуатацию основного фонда скважин [1]. Необходимо exploitation significant number of wells which have been stopped previ- также отметить, что организация рентабельной эксплуатации малодебитously due to their low yield, not only to obtain additional oil but also to ных скважин позволит вернуть в эксплуатацию большое количество скваincrease the producible oil index. жин, остановленных ранее по причине низких дебитов, и не только полуApplication of a screw-type pump with the drive, arranged on ground чить дополнительную добычу нефти, но и повысить коэффициент нефтеsurface, and a rod string with rotation allow to optimize operation of mar- отдачи пластов. ginal wells with minimum operating costs [2, 3, 4]. Использование винтового насоса с приводом, размещенным на поверхVNIBT – Drilling Tool Ltd. develops manufacturing, designing, deliv- ности, и колонны штанг с вращательным движением позволяет оптимизиery and servicing screw-type pumps for oil industry including screw-type ровать работу малодебитных скважин при минимальных эксплуатационimmersible pumps intended for stratum fluid pumping. Design features of ных затратах (2, 3, 4). our units have been confirmed by numerous RF patents. ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» развивает изготовление, проектиDesign and kinematics characteristics of screw-type pumps ensure рование, поставку и сервисное обслуживание винтовых насосов для нефтяhigh performance during operation of the wells, where usage of other ной промышленности. В том числе – установок винтовых погружных насоrecovery methods is unprofitable or Standard Series of Screw-type Pumps with Overground Drive impossible at all. Screw-type pumps have the fol- Типоразмерный ряд установок винтовых насосов с поверхностным приводом УВНП lowing performance advantages: ● maximum profitability during Table 1 / Таблица 1 operation of marginal wells; Plant Category / Working Conditions / Number of Standard Sizes / ● increase of oil withdrawal Range / Диапазон Units / Ед. измер. Категории установок Параметры работы Количество типоразмеров from wells; cu. m / day Feed / Подача 1-60 ● efficient substitution of suckHigh-head / м3 / сут. 62 высоконапорные er-rod pumps. Discharge head / Напор 2 000 m/м Today the standard series of cu. m / day Feed / Подача 1-100 Medium head / м3 / сут. screw-type pumps have been devel120 Со средним напором oped and produced in full scale; they Discharge head / Напор 1 200 m/м have been designed to provide well cu.m / day Feed / Подача 23-215 Low head / м3 / сут. 8 operation within the wide range of низконапорные Discharge head / Напор 600 m / м alteration in head and rate (Table 1).

Oil&GasEURASIA

ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ

UVNP 220MP/05 УВНП 220МП/05

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

UVNP 200/02 УВНП 200/02

UVNP 222MPS УВНП 222МПС

сов с поверхностным приводом марки УВНП для откачки пластовых жидкостей. Конструктивные отличия наших установок подтверждены многочисленными патентами Российской Федерации. Особенности конструкции и кинематики винтовых насосов обеспечивают высокую эффективность при эксплуатации скважин, в которых применение других способов добычи нерентабельно или вообще невозможно. Эксплуатационные преимущества УВНП: ● максимальная рентабельность при

UVNP drive 125 Привод УВНП 125

UVNP 220MPS/06 УВНП 220МПС/06

● Fig. 1. Some standard sizes of the overground drives used

at wells. ● Рис. 1. Некоторые типоразмеры поверхностных приводов

эксплуатирующихся на скважинах. Considerable amount of standard sizes allows selecting the optimum equipment set taking into account geological-technical requirements and energysaving design. Fig. 1 shows certain types of the overground drives used in different geological and technical conditions. Over a number of years field tests of screw-type pumps were carried out at the fields of the Republic of Tatarstan. Maximum operating period was up to 1,570 days [5]. Thus, domestic screw-type immersible pump manufactured by VNIBT – Drilling Tool Ltd. have high performance data and do not concede the foreign analogues. A complete manufacturing cycle at VNIBT – Drilling Tool Ltd. enables to manufacture quality products as well as provide a complete range of services, including engineering support during operation.

эксплуатации малодебитных скважин; ● увеличение отбора нефти из скважин; ● эффективная замена УШСН.

В настоящее время разработан и запущен в серийное производство типоразмерный ряд установок УВНП для обеспечения эксплуатации скважин в широком диапазоне изменения напорно-расходных характеристик (табл. 1). Большое количество типоразмеров позволяет подбирать оптимальную комплектацию оборудования с учетом геолого-технических требований и энерго-эффективного дизайна. На рис. 1 представлены некоторые типы поверхностных приводов эксплуатирующихся в различных геолого-технических условиях. В течении ряда лет проходили промысловые испытания винтовых насосов на месторождениях Республики Татарстан. Максимальная наработка составляет до 1 570 суток [5]. Таким образом, установки винтовых погружных насосов отечественного производства ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» имеют высокие эксплуатационные показатели и не уступают по наработкам импортным аналогам. Наличие на предприятии-изготовителе ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» полного цикла по производству установок винтовых насосов для добычи нефти обеспечивает не только изготовление качественной продукции, но и возможность оказания полного спектра услуг по сервисному и инженерному сопровождению в процессе эксплуатации.

References

Литература:

1. A. Brot. Screw-type Pumps with an Overground Drive as a Way for the Revenueproducing Service of Marginal Field Wells / Nefteservice (Oil Service) Journal, Summer 2010, p. 94-95. 2. K. Urazakov, A. Topolnikov, E. Abramova. Field of Efficient Application of Screwtype Pumps for Oil Recovery // Territoriya Neftegaz (Oil and Gas Territory), No. 2 , February 2010, p. 18-22. 3. E. Timashev, V. Yamaliev, A. Brot, N. Reunov. Application of Screw-type Pumps as a Way to Increase Profitability of Marginal Wells // Neftegazovoye Delo (Oil and Gas Engineering) Scientific and Technical Journal, 2008, v. 6, No. 2, p. 46-49. 4. F. Baldenko. Single-screw Pumps in the Oil Industry // Tekhnologii TEK (Technologies of Fuel and Energy Sector), June 2003, p. 55-71 5. A. Schigolev, V.Nikolaev, A. Brot. 1,570 Days of Failsafe Operation for the Screw-type Pump for Oil Recovery Manufactured by VNIIBT – Drilling Tools Ltd., Inzhenernaya Praktika (Engineering Practice), No. 8/2010, p. 36-37.

1 Брот А.Р. «Установки винтовых насосов с поверхностным приводом как способ рентабельной эксплуатации малодебитного фонда добывающих скважин». Журнал «Нефтесервис», номер: лето 2010 года, стр. 94-95. 2. Уразаков К.Р., Топольников А.С., Абрамова Э.В. «Область эффективного применения винтовых насосов для добычи нефти»//«Территория нефтегаз», № 2 , февраль 2010 года, стр. 18-22. 3. Тимашев Э.О., Ямалиев В.У., Брот А.Р., Реунов Н.А. «Применение винтовых насосов – один из путей повышения рентабельности малодебитных скважин» // «Нефтегазовое дело». Научно-технический журнал, 2008 год, том 6, № 2, с. 46-49. 4. Балденко Ф.Д. «Одновинтовые насосы в нефтяной промышленности» // «Технологии ТЭК», июнь 2003 года, с. 55-71. 5. Щиголев А.И., Николаев В.Ю., Брот А.Р. «1 570 суток безотказной работы винтового насоса для добычи нефти ООО „ВНИИБТ – Буровой инструмент“», Журнал «Инженерная практика», № 8, 2010 год, стр. 36-37.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

DRILLING RIGS

ADVERTORIAL SECTION

Uralmash Oil and Gas Equipment Holding: The Sky is the Limit

«Уралмаш НГО Холдинг»: Не останавливаться на достигнутом! Yuri Karpov, General Director, “Uralmash Oil and Gas Equipment Holding” LLC

ralmash Oil and Gas Equipment Holding established in June 2010 brought under one umbrella the engineering and manufacturing potential of “Uralmash” MC and UCP (owners of “URBO” Ltd.). Uralmash-Tekhservice, an enterprise entering earlier OMZ group, affiliated to the holding. The company has always positioned itself as a leading Russian manufacturer of heavy-duty rigs. The holding is focused on supplying modern, highquality drilling rigs of all types manufactured strictly to the terms of contracts, as well as on providing the clients highest with class technical service. Traditionally our equipment is designed for operating in the most extreme conditions; its reliability and life-span is superior to most of foreign counterparts during wells construction in the Far north conditions. Uralmash Oil and Gas Equipment Holding capabilities enable to design and produce advanced drilling rigs of all types and to render full service. Currently the company manufactures the following types of drilling rigs and equipment: ● Mobile drilling rig (load capacity 160-200 tons); ● Fixed drilling rigs (load capacity 160-600 tons); ● “Train” drilling rigs for cluster drilling (load capacity 160-450 tons); ● Sets of drilling equipment; ● Drilling rigs units and components; ● Spare parts and consumables. Summing up the two years of the hard work, I can say that the results exceeded all expectations. Large-scale modernization with an active participation of OJSC Gazprombank and installation of modern manufacturing and testing facilities magnified the potential of the company. Results were not long in coming, all of the above contributed to quantitative and qualitative breakthrough in creating the new types of drilling equipment. Serial manufacture of the cutting-edge “train” drilling rigs Uralmash 5000/320 EK-BMC (load capacity 320 tons, nominal drilling depth 5000 m) for cluster drilling in the Russia’s Arctic has become one of the company’s latest milestones. Our first clients were Eurasia drilling company (7 drilling rigs) and Eriell (3 drilling rigs). All of the drilling rigs are currently in operation. Another 13 drilling rigs of this type are being manufactured. Today the 5000/320 EK-BMC unit is the most popular drilling rig in the Russian market. With this in mind, in early 2012 we started manufacture of three more drilling rigs of this type, funded with borrowed assets. The project was successful – all drilling rigs were acquired by the clients at the stage of production, whereupon production of other five 5000/320 EK-BCM drilling rigs is started also funded with borrowed assets; these drilling rigs can also be acquired by customers either at manufacturing stage or at check-assembly stage. The main achievement of the Uralmash Oil and Gas Equipment Holding is the creation of Uralmash 6000/400 EK-BMC named “Arktika”. “Arktika” drill-

Юрий Карпов, Генеральный директор ООО «Уралмаш НГО Холдинг»

«У

ралмаш НГО Холдинг», созданный в июне 2010 года, объединил конструкторские и производственные возможности МК «Уралмаш» и UCP (как владельца ЗАО «УРБО»). В состав холдинга также вошло предприятие, ранее входившие в группу ОМЗ – «УралмашТехсервис». С самого начала своей деятельности компания позиционировалась как ведущий российский производитель буровых установок тяжелого класса. Важнейшей целью деятельности холдинга является поставка заказчикам современных, качественно выполненных буровых установок в строгом соответствии с условиями контрактов, предоставление клиентам технического сервиса самого высокого качества. Наши установки традиционно рассчитаны на эксплуатацию в наиболее экстремальных условиях и поэтому превосходят большинство мировых аналогов по своей надежности и долговечности при строительстве скважин в условиях Крайнего Севера. Возможности «Уралмаш НГО Холдинг» позволяют проектировать и производить самые современные буровые установки всех типов, а также оказывать полный комплекс сервисных услуг. На сегодняшний день компанией производятся следующие виды буровых установок и оборудования: ● мобильные буровые установки грузоподъемностью 160 – 200 т; ● стационарные буровые установки грузоподъемностью 160 – 600 т; ● эшелонные установки для кустового бурения скважин грузоподъемностью 160 – 450 т; ● наборы бурового оборудования; ● узлы и агрегаты буровых установок; ● запасные части и расходные материалы. Подводя итоги двух лет напряженной созидательной деятельности компании, можно констатировать, что достигнутые результаты оправдали все ожидания. Масштабная модернизация, проводимая при активном участии ОАО «Газпромбанк», создание современных производственных и испытательных мощностей значительно увеличили потенциал компании. Результаты не заставили себя ждать – за прошедшие два года был совершен качественный и количественный прорыв в создании новых видов бурового оборудования. Одним из достижений компании стало серийное производство самых современных установок эшелонного типа Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ грузоподъемностью 320 т (условная глубина бурения 5000 м), предназначенных для кустового бурения в условиях крайнего Севера России. Первыми заказчиками стали буровые компании «Евразия» (7 установок) и «Эриэлл» (3 установки). В настоящее время все эти установки находятся в эксплуатации. Еще 13 установок этого типа находятся в процессе производства. Сегодня БУ 5000/320 ЭК-БМЧ является самой востребованной на российском рынке установкой для эксплуатационного бурения. Поэтому, в начале 2012 года за счет заемных средств было начато изготовление трех таких установок. Проект оказался успешным – все установки приобретены заказчиками еще на стадии производства, вследствие чего, также за счет заемных средств начато изготовлеOil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ

● 5000/320 EK-BMC drilling rig ● Буровая установка БУ 5000/320 ЭК-БМЧ

ing rig is an innovative product with a unique design engineered for drilling single and cluster wells up to 6,000 meters deep in the Russia’s Arctic environment. The drilling rig is truly unique; it has been developed by a joint team of experts from Uralmash Oil and Gas Equipment Holding, Novatek, Investgeoservis and NEU. Considering the engineering solutions used in the product it really lives up to the definition " drilling rig of the future". “Arktika” is a modular drilling rig with a two-“train” arrangement of container blocks, designed for drilling wells in the Far north conditions in Russia. The drilling rig is covered from the crown block to the catwalk and has a combined heating system for continued all-weather operation in the Arctic region. The multi-level two-“train” arrangement significantly reduced the area occupied by the drilling rig; Dimensions of the drilling rig: height is 59.5 m, length – 45.9 m, width – 30.0 m. Our customer and representatives of Russian and foreign companies, praised the original design and manufacturing quality of the rig, elaborated design, the minimum period of its design and manufacture. In total for the customer, NEU company, four Uralmash 6000/400 EK-BCM "Arktika" drilling rigs will be produced. Another success story is signing a contract for manufacturing and delivery of seven mobile drilling rigs (load capacity 200 tons) for “Gazprom burenie”. MBU 3200/200 DER drilling rig can be used either for cluster drilling or for running a single oil or gas wells up to 3,200 meters deep (including lateral holes). It is equipped with a top drive, a four-stage system for drilling mud treatment, a combined variable-frequency AC drive (with power supply from either electric mains or autonomous diesel engine power plant) and a computerized control system. Ensuring the quality of manufactured equipment is of key importance to the company. The quality management system is a guarantee of our compliance to high standards in all phases of design, manufacture and after-sales servicing of drilling rigs and equipment. Internal quality audits are run by professionals trained in international quality control standards. We have always set ourselves the goal of improving the performance of the rigs with due consideration to the needs of our clients and creating the safest possible operating conditions while complying with all environmental regulations. We also want to cooperate more closely and maintain a good relationship with drilling contractors – in this way our company will always be prepared to offer solutions for challenges faced by the clients. Reviews and recommendations that we receive from clients form the foundation for our future developments. This approach to business enabled to create the drilling rigs described in the article. This trend will be continued in the future operation of the company. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ние еще пяти БУ 5000/320 ЭК-БМЧ, которые могут быть приобретены заказчиками либо на стадии производства, либо на площадке контрольной сборки. Главным достижением компании «Уралмаш НГО Холдинг» стало создание буровой установки Уралмаш 6000/400 ЭК-БМЧ, получившей собственное имя «Арктика». Буровая установка «Арктика» – инновационная разработка с уникальным дизайном, не имеющая аналогов в мире, представляет собой результат совместной деятельности специалистов «Уралмаш НГО Холдинг» и компаний ОАО «Новатэк», ЗАО «Инвестгеосервис» и ООО «НЭУ». Она предназначена для бурения одиночных и кустовых скважин глубиной до 6000 м. С учетом всех инженерных решений, нашедших свое воплощение при ее создании, можно смело назвать установкой будущего. «Арктика» – блочно-модульная буровая установка с двухэшелонным расположением блоков-контейнеров, спроектированная для бурения скважин в условиях Крайнего Севера России. Установка полностью укрыта от кронблока до приемного моста, имеет систему комбинированного обогрева, что позволяет осуществлять ее непрерывную эксплуатацию при любых метеоусловиях в арктическом регионе. Благодаря двухэшелонной многоуровневой компоновке значительно уменьшена площадь, занимаемая буровой установкой. Габариты установки: высота 59,5 м, длина 45,9 м, ширина 30,0 м. Заказчик и представители российских и зарубежных компаний высоко оценили оригинальный дизайн и качество исполнения буровой установки, глубокую проработанность всех конструктивных решений, минимальные сроки ее проектирования и производства. Всего для заказчика – компании ООО «НЭУ» – будет изготовлено четыре установки Уралмаш 6000/400 ЭК-БМЧ «Арктика». Еще одним успехом можно считать заключение контракта на изготовление и поставку 7 мобильных буровых установок грузоподъемностью 200 т компании «Газпром бурение». Установка МБУ 3200/200 ДЭР может применяться как для бурения одиночных нефтяных и газовых скважин глубиной до 3200 м (включая бурение боковых стволов), так и для кустового бурения. Она оснащена верхним приводом, четырехступенчатой системой очистки буровых растворов, комбинированным частотно-регулируемым приводом переменного тока (с электроснабжением от внешних ЛЭП и от автономных дизельных электростанций), цифровой системой управления. Обеспечение качества выпускаемого оборудования – важнейший аспект деятельности компании. Система управления качеством является гарантией соблюдения высоких стандартов на всех этапах проектирования, производства и послепродажного обслуживания машин и оборудования. Внутренние проверки качества проводятся специалистами, прошедшими обучение по международным методикам ● “Arktika” (6000/400 контроля качества. EK-BMC) drilling rig Мы всегда ставили перед собой цель повы● Буровая установка шать эксплуатационные характеристики буроБУ 6000/400 ЭК-БМЧ вых установок с учетом всех требований заказ«Арктика» чика, создавать максимально безопасные условия труда для работающего на них персонала, соблюдая при этом все природоохранные нормы. Кроме того, мы хотим еще теснее сотрудничать и поддерживать конструктивные отношения с буровыми подрядчиками, чтобы быть в постоянной готовности к решению возникающих перед ними задач. Отзывы и рекомендации, поступающие от наших заказчиков, являются основой для наших новейших разработок. Именно такой подход к делу позволил создать установки, о которых говорилось в этой статье. Эта тенденция будет сохраняться и в дальнейшей деятельности компании.

ADVERTORIAL SECTION

INFRASTRUCTURE | ИНФРАСТРУКТУРА

Metallon and UrFU: Crafting High-Tech Independent Settlements for the Future «Металлон» и УрФУ: создание высокотехнологичных автономных поселений будущего Yelena Kozlova Елена Козлова

We craft what others only talk about Exploration and field work in unpopulated areas requires appropriate infrastructure for supporting the daily activities of people. This is an expensive challenge that faces any business associated with the hydrocarbon production. Metallon constructs such settlements using mobile and prefabricated buildings, which can significantly reduce costs. Having over 20 years of experience, the company is well aware of the need to move on in line with the needs of the time. Together with the Nuclear Power Plants and Renewable Energy Department of the UrFU (Ural Federal University) and the Centre for Renewable Energy and Energy Conservation, Metallon develops the technology for comprehensive utilization of alternative (including renewable) sources of energy.

Мы воплощаем в жизнь то, о чем другие пока только говорят Для работ по разведке и разработке месторождений необходима соответствующая инфраструктура, поддерживающая жизнедеятельность людей на незаселенных территориях. Это дорогостоящая задача, которую приходится решать любому бизнесу, связанному с добычей ресурсов. ПСП «Металлон» занимается созданием поселений из мобильных и быстровозводимых зданий, что позволяет значительно снизить затраты. Компания уже с 20-летним опытом за плечами прекрасно осознает, что нельзя останавливаться на достигнутом и необходимо совершенствоваться в соответствии с потребностями времени. Совместно с кафедрой атомных станций и возобновляемых источников энергии УрФУ (Уральский федеральный университет) и Центром возобновляемой энергетики и энергосбережения «Металлон» развивает технологию комплексного использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии (НВИЭ).

НВИЭ. Кластерный подход Renewable energy, a cluster approach “Currently remote areas require technologies that provide low-cost energy. The companies that work with these technologies use primarily monoenergetic renewable energy sources. That is, one company sells wind turbines, another – heat pumps. But they cannot cater for all the existing needs. We don’t live in Africa or at the ocean shore, so there is no guarantee that the wind or the sun can sustainably provide heat and light to the built settlements. In such circumstances, using a single source is impractical. The issue must be addressed as a whole”, says Yuri Nevyantsev, General Director of PSP Metallon. A team of experts from the UrFU proposed cluster approach for alternative energy as a solution to the problem of compensating volatility and low capacity of individual renewable energy sources. It is centered on the creation of hybrid systems consisting of multiple sources. The client now can choose a combination of different types of renewable energy clusters adjusted for the environmental potential of a particular region and tailored to their needs and capabilities. This solves several problems, including compensation of temporary absence of the renewable energy source, and boosting the efficiency of the supply system by creating the complex solutions tailored to a particular site.

Integration of science and business is the future of energy-efficient technologies Today, thanks to cooperation with the business, the developers of the cluster approach received the opportunity to move forward, adapting the existing technology to the needs of the client. “The cooperation of our department with Metallon opens up a significant potential”, notes Vladimir Velkin, Cand.Sc., assistant professor at the Department of Nuclear Power Plants and Renewable Energy Sources, candidate of technical sciences. “First, we will be able to work in the Russian context (that is, in light winds – 3-5 meters per second – and low-density solar wind), using the new technologies in the design of modular facilities with power plants working on alternative energy sources. Second, replication of the technology will reduce the cost of such buildings. Third, combining our efforts, we will get a strong synergistic effect. It’s in maths 1+1=2. In synergetics, 1+1=5!” Market launch of a new technology is always difficult and risky task. One has to prove to potential partners that the idea is viable will bring a good profit in the future. “We hope to run a pilot project for creating an innovative modular housing within two years. Taking into account that clients are always wary of innovations, we will try the cluster approach to renewable energy ourselves”, says Yuri Nevyantsev. “We plan to use this technology in creating a ‘green village’, which will be built in line with energy efficiency and environmental safety principles. It is important for us to show that we can implement a workable system that not only will meet the needs of real people, but also can reach a self-sufficiency level”. The key challenge faced by the joint team of UrFU and Metallon lies in introducing to the market a quality product that enables construction of virtually independent settlement with a maximum utilization of renewable natural resources. The results of this work will slash the amounts pumped by the production companies into residential infrastructure.

«На данный момент на удаленных территориях существует потребность в технологиях, дающих недорогую энергию. Но те компании, которые работают с такими технологиями, занимаются, в основном, моноэнергетическими ВИЭ. То есть, например, кто-то продает ветряки, кто-то – тепловые насосы. Однако они не могут обеспечить все существующие потребности. У нас не Африка и не берег океана, поэтому нет гарантии, что ветер или солнце смогут бесперебойно обеспечивать построенные поселения теплом и светом. В таких условиях нерационально пользоваться только одним источником. Необходимо решать вопрос в комплексе», – рассказывает Юрий Невьянцев, генеральный директор ООО «ПСП Металлон». В качестве решения проблемы компенсации непостоянства и низкого потенциала отдельных ВИЭ команда разработчиков из УрФУ предложила кластерный подход к использованию НВИЭ. Его суть заключается в создании гибридных систем, состоящих из нескольких источников. У заказчика появляется возможность выбора сочетания различных типов кластеров ВИЭ с учетом природно-климатического потенциала конкретного региона и в зависимости от своих потребностей и возможностей. Это позволяет решить сразу несколько задач: компенсация временного отсутствия того или иного возобновляемого энергоресурса; повышение эффективности системы снабжения за счет создания комплекса под заданную территорию.

Интеграция науки и бизнеса – будущее энергоэффективных технологий Сегодня у разработчиков кластерного подхода к использованию НВИЭ, благодаря взаимодействию с бизнесом, появилась возможность двигаться дальше, адаптируя существующую технологию под потребности заказчика. «Сотрудничество нашей кафедры с ПСП „Металлон“ открывает большой потенциал», – уверен Владимир Велькин, доцент кафедры атомных станций и ВИЭ, кандидат технических наук. «Во-первых, мы сможем работать в российских условиях (например, при слабом ветре – 3-5 м/с – и низкой плотности солнечного потока) и использовать новые технологии при проектировании быстровозводимых объектов с инновационно-энергетическими станциями. Во-вторых, тиражирование технологии приведет к снижению себестоимости таких зданий. В-третьих, соединяя наши усилия, мы получим мощный синергетический эффект. Это в математике 1+1=2. В синергетике 1+1=5!» Запуск новой технологии на рынок – дело всегда сложное и рискованное. Необходимо доказать потенциальным партнерам, что идея жизнеспособна и в будущем принесет хорошую прибыль. «Мы надеемся, что уже через два года сможем запустить пилотный проект по созданию инновационного быстровозводимого жилья. Принимая во внимание, что заказчики всегда осторожно относятся к новинкам, сначала мы опробуем кластерный подход к НВИЭ самостоятельно», – отмечает Юрий Невьянцев. «В наших планах – использовать эту разработку при создании экодеревни, которая будет построена в соответствии с принципами энергоэффективности и безопасности для окружающей среды. Нам важно показать, что мы можем реализовать работоспособную систему, которая сможет не только обеспечить потребности реальных людей, но сможет выйти на уровень самоокупаемости». Таким образом, основной задачей совместной работы УрФУ и ПСП «Металлон» является выведение на рынок качественного продукта, благодаря которому в районе месторождений появится возможность построить практически автономное поселение с максимальным уровнем использования возобновляемых природных ресурсов. Результаты этой работы позволят значительно снизить затраты добывающих компаний на жилую инфраструктуру. Oil&GasEURASIA

ТЕХНОЛОГИИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

«НТС-Лидер» разрабатывает и внедряет наукоемкие технологии для нефтяной и газовой промышленности Основные виды деятельности: Услуги по восстановлению и упрочнению труб нефтяного сортамента В себестоимости нефти, добываемой российскими нефтяными компаниями, до 20-30% составляют затраты на поддержание парка насосно-компрессорных труб (НКТ). Снижение затрат на содержание эксплуатационного парка труб является значительным резервом в снижении себестоимости добычи нефти. Известно, что более 50% аварий трубных подвесок происходит по вине резьбовых соединений. Традиционная технология ремонта НКТ отрезанием резьбовых концов сокращает срок службы трубы до трех-четырех лет, так как после трехчетырех ремонтов труба выбраковывается из-за уменьшения ее длины до 5,0-5,5 м. Технология НТС восстанавливает резьбу без отрезания концов и увеличивает срок службы трубы до списания по причине коррозии стенок.

повышения ресурса эксплуатации труб после ремонта и восстановления; сокращения на 50% затрат ● на проведение внеплановых ремонтов скважин и ликвидацию аварии. Ремонт НКТ по технологии НТС позволил таким добывающим компаниям, как ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Томскнефть» и др., уменьшить выбраковку НКТ, сократить потери тела трубы при ремонте, снизить закупку новых НКТ на компенсацию выбытия, в два-три раза увеличить МРП (межремонтный период) НКТ по параметру СПО, в целом сократить бюджет на содержание фонда НКТ. За 12 лет компанией изготовлено и пущено

Холдинг НТС оказывает услуги по ремонту НКТ и повышению нефтеотдачи пластов ведущим нефтяным компаниям России – ОАО «Роснефть», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Славнефть», ОАО «Газпром нефть», ОАО «Русснефть» и др. По традиционной технологии ремонта НКТ (нарезание резьбы, опрессовка), затрат для нефтяных компаний по содержанию фонда НКТ на 20-30% больше, чем при таких же услугах по технологии НТС.

в эксплуатацию 15 автоматизированных стационарных и мобильных заводов по восстановлению насосно-компрессорных труб общей производительностью свыше 2,0 млн труб в год.

Технология «НТС» обеспечивает получение экономического эффекта за счет:

Обработка нагнетательных и добывающих скважин для повышения приемистости и дебита по технологии НТС-РАВ

● снижения объемов закупок новых НКТ до 50-60%; уменьшения объемов ремонта НКТ на ● 20-25% после сервиса по технологии НТС за счет

В настоящее время задача повышения КИН приобрела исключительную актуальность. Реально достижимые значения КИН в период интенсивного отбора не превышают 30-35%. Оставшиеся

доказанные запасы при разработке многих залежей нефти в России переходят в категорию вероятностных, извлечение которых требует создания и внедрения принципиально новых технологий. Разработанная холдингом технология реагентно-активационного воздействия (РАВ) предполагает обработку блока залежи, представляющего собой ячейку заводнения, в которую в зависимости от геологических условий входят одна возмущающая и несколько реагирующих скважин. Предварительная закачка специальных флюидов в нагнетательную скважину изменяет условия на поверхности минералов породы, в результате чего достигается повышенная чувствительность пласта к последующему динамическому воздействию в радиусе десятков и сотен метров. При этом преобразования в пласте приводят к резкому росту подвижности пластового флюида и проницаемости обширной зоны вокруг нагнетательной скважины.

Результаты применения технологии на блоках залежи: ● кратное увеличение приемистости нагнетательных скважин при снижении давления нагнетания; увеличение суммарного отбора нефти в ● реагирующих скважинах до 14 раз продолжительностью от шести месяцев и выше.

Адрес: 141400 РФ, Московская обл., г. Химки, ул. Московская, д. 21, ЗАО «НТС-Лидер» Тел./факс: +7 (495) 787-98-20, E-mail: nts@nts-leader.ru http://www.nts-leader.ru/

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

Rotary Steerables Enable Extended-reach and Precision Control in Tight Zones

Роторные управляемые системы обеспечивают возможность бурения с расширенным радиусом охвата и точный контроль направления в плотных пластах Stephen Kelly, Weatherford International Ltd.

s reservoirs are depleted, the necessity to drill directional wells to penetrate and access reserves is gaining momentum. Directionally drilled wells are increasing in complexity due to intricate wellbore trajectories, tighter zones, and challenging drilling mechanics. Application of rotary-steerable systems (RSS) in these wells improves penetration rates, borehole quality and turtuosity. Additionally, RSS tools will reduce high torque and drag and stick slip when compared to drilling directionally with mud motors. The decision to use RSS technology will result in longer sections drilled and wellbore evenness so that casing is optimally run. Directional wells drilled using high-performance mud motors can initially be cost-effective. However, various issues that can make the well difficult to complete may result in significant non-productive time and cost. Common problems when drilling directionally with mud motors occur due to uneven hole gauges and microdoglegs, which can make casing difficult to run. The risk of stuck pipe is everpresent while sliding with a mud motor in long horizontal sections. An RSS can avoid these costly concerns due to its point-the-bit process as opposed to pushing the bit of a mud motor. It is estimated that 23% of all directional drilling worldwide is completed with RSS, accounting for $3.5 billion of an estimated $15 billion market. This number is expected to continue to increase as directional work becomes more demanding. Proper tool selection is vitally important to operators, balancing engineering considerations against cost. While an RSS can perform the duties of a high-performance mud motor, in most cases the cost justification is warranted only after thorough well planning and engineering considerations are taken into account. Rotary-steerable technology does not employ sliding to directionally control a well. An RSS will constantly rotate while controlling the direction with point-the-bit in the desired path. Rotation of the whole drill string can help to avoid stuck pipe and helical buckling providing proper weight transfer to the bit to optimize the rate of penetration; saving time and money. Sliding and rotating with a motor can have drastic differences in ROP, particularly in horizontal sections.

Стивен Келли, Weatherford International Ltd.

о мере истощения продуктивных пластов растет потребность в строительстве наклонно-направленных скважин для их вскрытия. Извилистая траектория ствола, более плотные породы и сложные параметры бурения затрудняют строительство наклонно-направленных скважин. Применение роторных управляемых систем (РУС) повышает скорость проходки и качество ствола, уменьшает извилистость. Кроме того, РУС уменьшают скручивающие и осевые нагрузки, а также явления подклинки-проворота (stick & slip) по сравнению с наклоннонаправленным бурением с помощью забойных двигателей. Выбор роторных управляемых систем обеспечивает возможность бурения более длинных интервалов с равномерным диаметром стволов, что облегчает спуск обсадных труб. Изначально бурение наклонно-направленных скважин высокопроизводительными забойными двигателями (ВЗД) может быть экономически эффективным. Однако различные проблемы, осложняющие заканчивание скважины, могут привести к значительным потерям времени и большим затратам. Обычно проблемы при наклонно-направленном бурении с использованием ВЗД возникают из-за неравномерного диаметра ствола и микроискривлений, которые могут осложнить спуск обсадной колонны. Существует постоянный риск прихвата трубы во время проводки длинных горизонтальных участков скважины с использованием забойных двигателей без вращения бурильной колонны. РУС, использующие технологию направления долота (point-the-bit), помогут избежать такого рода проблем, возникающих при отклонении долота забойным двигателем (push-the-bit). По оценкам, 23% от всего мирового объема наклонно-направленного бурения осуществляется с помощью роторных управляемых систем. А это – $3,5 млрд от расчетного объема рынка, равного $15 млрд. И эта доля будет расти в связи с увеличением спроса на направленное бурение. Правильный выбор инструмента имеет жизненно важное значение для добывающих компаний с точки зрения технических аспектов и затрат. Несмотря на то, что РУС могут заменять высокопроизводительные гидравлические забойные двигатели, обоснованность их применения в большинстве случаев гарантируется только при условии тщательного проектирования скважины и учета инженернотехнических особенностей. Роторная управляемая система не использует режим слайдирования для контроля направления скважины. Она постоянно вращается, направляя долото по желаемой траектории. Вращение всей бурильной колонны предотвращает прихваты и спиральное скручивание труб, обеспечивая передачу необходимой нагрузки на долото для оптимизации скорости проходки, экономии времени и средств. Попеременное бурение без вращения и с вращением бурильной колонны при использовании забойных двигателей может привести к существенным изменениям скорости проходки, особенно на горизонтальных участках. Сравнивая проводку скважины с помощью РУС и ВЗД, можно обнаружить ряд серьезных моментов не в пользу последнего. Бурение длинных горизонтальных участков с помощью забойного двигателя крайне сложно, поскольку по мере увеличения длины участка контролировать положение отклонителя двигателя становится все сложнее. При слайдировании при помощи ВЗД бурильная колонна не вращается, буровой раствор находится в статичном состоянии, поэтому буровой шлам должным обраOil&GasEURASIA

БУРЕНИЕ When comparing sliding of an RSS with that of a mud motor there can be some key disadvantages when employing a motor. Sliding with a mud motor in long horizontal sections is difficult with a mud motor as controlling the motor direction becomes increasingly challenging with the length of the section. When sliding with a mud motor, the drill string is not rotating leaving the drilling fluid in a steady state where cuttings are not easily removed and may pack off around the drill string causing it to stick to the borehole wall. By pushing the bit with a sliding motor, drag is increased; constant rotation with RSS avoids this issue. As wellbore length increases it can become tough to apply the correct downhole rpm to program an RSS to drill in the required direction. A mud motor will be difficult to control in long lateral sections where the low-side of the drill-string will rest on the borehole where it can become wound-up causing problems in holding an accurate tool-face. This will cause both problems in maintaining the desired direction and costly rig time to adjust the mud motor. RSS technology can be communicated with both drill-string rotation and pressure fluctuations from specialized surface equipment that will program it to drill along the intended well-path with precision directional control. In conjunction with RSS technology, logging-while-drilling (LWD) tools can be used to provide excellent azimuthal borehole images and offer superior logging data due to the nature of an in-gauge wellbore delivered by the RSS. Improved logging data is beneficial to geoscientists where an RSS is used to geo-steer in tight bed boundaries. For example, azimuthal density and resistivity borehole in geo-steering applications cannot be optimally provided when drilling with a mud motor, due to the lack of rotation while sliding. The continual rotation of an RSS will deliver a high quality image in a gauged hole enabling the wellbore path to stay in the heart of the pay-zone. An RSS will provide operators with improved rates of penetration, enhanced hole cleaning, smoother wellbores, precision well placement, and high quality logging data while delivering a higher degree of wellbore quality and reducing overall costs.

Accurate Control in Various Environments with a Rotary Steerable System An RSS was used successfully to control dogleg and drill a 1.26 extended-reach index, followed by a difficult three-dimensional drop-and-turn section through a depleted Brent formation reservoir in the North Sea. The first run drilled from 10,728 to 18,760 feet (3,370 to 5,718 meters) was completed on track with a minimal dogleg of 1.5 / 100 feet (30 meters) while minimizing torque. The run was finished in order to change the drilling bit. The second run involving a difficult 3D well path performed precisely with controlled doglegs of 3.5 / 100 feet (30 meters) over a length of 3, 965 feet (1,209 meters). The RSS significantly outperformed high-performance mud motors. The operator has since adopted drilling with RSS and LWD technology as a recommended best practice. The same technology was used to drill a well in the Olmos formation in South Texas resulting in a world record at the time for total footage run (completion) of 9,421 feet (2,872 meters). The RSS assembly was used to drill from 5,750 to 15,308 feet (1,753 to 4,666 meters) completing a vertical well path, a building curve and lateral section. The well was drilled six days ahead of schedule resulting in a savings of approximately $650,000. The lengthy completion string was run with no reported issues. The evolution of RSS has lead way to motorized rotary-steerable systems. This technology places a mud motor on the RSS in order to achieve additional RPM at the bit while using the precise directional control of the RSS, eliminating the need for sliding. In an onshore well in Austria the motorized RSS was run to drill from a depth of 3,766 to 6,339 feet (1,148 to 1,932 meters). The ROP increased from 16 to 49 feet/hour (5 to 15 meters/hour) when compared to offset wells using conventional RSS. Using this technology, the operator drilled 433 feet (132 meters) further than Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

зом не выносится на поверхность и может скапливаться вокруг бурильной колонны, в результате чего происходит прихват. При проталкивании долота двигателем без вращения колонны сила трения увеличивается, однако постоянное вращение роторной управляемой системы устраняет данную проблему. По мере увеличения длины ствола становится сложнее задать правильную скорость вращения в скважине для программирования роторной управляемой системы на бурение в необходимом направлении. Управление ВЗД осложнено в длинных боковых горизонтальных интервалах, где нижняя часть бурильной колонны лежит на стенке скважины и может скручиваться, крайне затрудняя поддержание точного положения отклонителя. Это приводит как к проблемам поддержания необходимого направления, так и к удорожанию бурения в связи с осложненной установкой отклонителя забойного двигателя. Однако, роторная управляемая система может программироваться не только изменением скорости вращения бурильной колонны, но и пульсациями давления с использованием специального наземного оборудования, что позволяет точно и оперативно задавать траекторию. Роторные управляемые системы совместно с инструментами для каротажа в процессе бурения (LWD) позволяют получать отличные азимутальные имиджи ствола и высокоточные каротажные данные благодаря ровному и точному диаметру ствола, получаемому в результате использования роторной управляемой системы. Каротажные данные более высокого качества позволяют геофизикам выполнять геонавигацию в пластах малой мощности. Например, получить точную азимутальную плотность и сопротивление ствола, используя геонавигацию при бурении забойными двигателями, невозможно ввиду отсутствия вращения во время слайдирования. Непрерывное же вращение РУС позволяет получать высококачественные имиджи в гладких и ровных стволах, гарантируя проводку скважины в центральной части продуктивного горизонта. Таким образом РУС позволяют повысить скорость проходки, улучшают очистку ствола, обеспечивают более гладкие стволы, точное размещение скважин и высококачественные каротажные данные наряду с более высоким качеством ствола и сокращением общих затрат.

Точное управление в различных условиях с помощью РУС Роторная управляемая система была успешно использована для проводки искривленного интервала и бурения скважины с коэффициентом отхода от вертикали 1,26 с последующим сложным интервалом, одновременным сбросом зенитного угла и разворотом азимута через истощенные пласты брента в Северном море. При первом спуске в соответствии с планом был пробурен интервал от 3 370 до 5 718 м, при минимальной интенсивности набора угла 1,5 градуса на 30 м с минимально возможным крутящим моментом. Затем компоновка была поднята для замены бурового долота. При втором спуске был пробурен 1 209-метровый сложный интервал с трехмерной траекторией при точном контроле интенсивности набора угла 3,5 градуса на 30 м. РУС значительно превзошла высокопроизводительные забойные двигатели. С тех пор компания-заказчик рекомендует использовать технологию роторного управляемого бурения и каротажа в процессе бурения (LWD). Аналогичная технология использовалась для бурения скважины в пласте Олмос в Южном Техасе с достижением мирового рекорда по общей длине проходки завершающего рейса, составившей 2 872 м. Компоновка с роторной управляемой системой использовалась для бурения интервала от 1 753 до 4 666 м, завершающего вертикальный интервал, интервал набора угла и горизонтальный участок. Скважина была построена с опережением графика на шесть дней, что привело к экономии порядка $650 тыс. Длинная колонна заканчивания была спущена без регистрации каких-либо осложнений в процессе выполнения СПО. Эволюция РУС привела к появлению моторизованных роторных управляемых систем. Технология предусматривает установку ВЗД в системе для увеличения скорости вращения долота при сохранении точного контроля направления РУС, тем самым исключая необходимость слайдирования. В континентальной скважине в Австрии моторизованная роторная управляемая система была спущена для бурения на глубине от 1 148 до 1 932 м. Скорость проходки увеличилась с 5 м/ч до 15 м/ч по сравнению с соседними скважинами, в которых использовали традиционные РУС. Применяя данную технологию, компания пробурила ствол на 132 м длиннее, чем максимальный ранее достигнутый отход,

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

previously achievable while all directional objectives and full geo-steering control were successful. While the previous case studies prove the effectiveness of RSS, high-performance mud motors can offer significant savings, provided they are used under the right conditions. RSS technology is the best choice in narrow bed boundaries where exceptional directional control is required.

High-performance Mud Motors Offer Cost Savings Under the Right Conditions While RSS technology offers specific advantages over high-performance mud motors, there are scenarios where the latter is an excellent option. When evaluating an RSS vs. a high-performance mud motor, it is important to accurately estimate the cost savings that an RSS will have on overall operations as well as costly damaged equipment and lost in hole costs. For example, if an RSS is lost in hole during drilling operations, the replacement cost of that equipment is likely to exceed the million dollar mark. Conversely, a high-performance mud motor would be in the vicinity of $200,000. If borehole instability, which may cause a lost BHA is of major concern, then a mud motor may be the better choice. High-performance mud motors are compatible with all bits; RSS are not. When a particular bit is selected based on the formation to be drilled, it may not be possible to use that bit with an RSS. This can decrease the ROP if an RSS is used as bit selection may not be optimal. RSS rely on the surface rotation of the drilling rig to transfer the required RPM to the RSS downhole. Smaller rigs are unable to provide the speed required for top performance of an RSS, thus negating their advantages. A motorized RSS can be used to supplement the required RPM but will add substantial costs to operations. The high-speed of an RSS can cause casing wear and damaged to the drill-string. If an RSS is not applicable for any reason, a high-performance mud motor can deliver similar performance in large target zones where precision directional control is not a primary objective. High-performance mud motors feature advanced rubber elastomers that deliver increased torque, power, and efficiency. High-performance mud motors also have the ability to achieve higher build-rates over RSS systems. Although rate of penetration can be on par with RSS systems, high-performance mud motors will most often result in poor hole cleaning, uneven hole gauge, and varying doglegs. Ultimately, the quality of the wellbore will suffer decreasing the quality of logging data, complicating casing running and completing the well.

High Performance Mud Motor Applications Accurately engineered well design, and BHA considerations in combination with a high-performance mud motor can help to achieve exceptional results. The selection of a high-performance mud motor can in some instances out-perform RSS in the right situation. A high-performance mud was used in offshore Qatar in order to reduce vibration and minimize sliding. 3,390 feet (1,033 meters) was drilled in a build section from an inclination of 33 to 55 with an average ROP of 127 feet/hour (38,7 meters/ hour). The motor surpassed the expected ROP and set a new record for this section. An engineered BHA design minimalized sliding requirements to only 4% of the total section while maintaining an on-target well path.

успешно выполнив все задачи по направленному бурению и при полном контроле направления проводки ствола. Хотя приведенные примеры подтверждают эффективность роторных управляемых систем, ВЗД также могут обеспечить значительную экономию при условии, что они используются в соответствующих условиях. Технологии роторного управляемого бурения наилучшим образом подходят для тонких продуктивных горизонтов, где необходим исключительно точный контроль проводки.

В определенных условиях ВЗД способны обеспечить ощутимую экономию Хотя технология роторного управляемого бурения имеет определенные преимущества по сравнению с забойными двигателями, существуют ситуации, когда последние являются более оптимальным решением. Сравнивая РУС с ВЗД, важно точно оценить экономию, получаемую от использования роторной управляемой системы, с учетом всех работ, а также поломок дорогостоящего оборудования и расходов в результате потери инструмента в скважине. Например, если РУС будет потеряна в скважине во время бурения, стоимость замены данного оборудования может превысить $1 млн. А замена ВЗД обойдется примерно в $200 тыс. Если главная проблема заключается в неустойчивости ствола, что может привести к потере КНБК, возможно, лучшим выбором станет именно забойный двигатель. Высокопроизводительные забойные двигатели в отличие от РУС совместимы со всеми долотами. Использовать определенное долото, исходя из свойств пласта, который предстоит пробурить, с РУС может быть невозможно. Кроме того, в случае неправильного выбора долота может снизиться и скорость проходки. РУС зависит от наземной буровой установки для придания необходимой ей скорости вращения. Небольшие буровые установки не могут обеспечить скорость, необходимую для максимальной эффективности роторной управляемой системы, сводя на нет ее преимущества. Моторизованная РУС может использоваться для обеспечения необходимой скорости вращения, но значительно увеличит общую стоимость работ. Высокая скорость вращения роторной управляемой системы может вызвать износ обсадной колонны и повреждение бурильной колонны. Если по каким-либо причинам применение РУС невозможно, то ВЗД может обеспечить аналогичные показатели там, где точный контроль направления не столь важен. Высокопроизводительные забойные двигатели оснащаются усовершенствованными резиновыми эластомерами, обеспечивающими повышенный крутящий момент, хорошую мощность и высокую эффективность. Они также способны достигать более высокой интенсивности набора угла по сравнению с РУС. Хотя скорость проходки может быть сопоставима с роторными управляемыми системами, ВЗД чаще всего не обеспечивают надлежащей очистки ствола, равномерного номинального диаметра, и приводят к варьированию интенсивности набора угла. В конечном итоге пострадает качество ствола скважины, что приведет к ухудшению качества каротажных данных и осложнит спуск обсадной колонны и заканчивание.

Примеры использования ВЗД Правильно спроектированная конструкция скважины и оценка КНБК в комплексе с высокопроизводительным забойным двигателем может способствовать получению исключительных результатов. В определенных ситуациях ВЗД может превзойти роторные управляемые системы. Высокопроизводительный забойный двигатель использовался на шельфе Катара для уменьшения вибрации и количества слайдов. Интервал длиной 1 033 м был пробурен в интервале набора угла при увеличении зенитного угла с 33 до 55 градусов со средней скоростью проходки 38,7 м/ч. Двигатель превзошел ожидаемую скорость проходки и был установлен новый рекорд для данного интервала. Разработанная конструкция КНБК снизила необходимость бурения в режиме слайдирования до 4% от общего интервала с сохранением запланированной траектории скважины.

Заключение Conclusion

Knowing when to use an RSS vs. a high-performance mud motor can be a performance and cost saving measure. Meticulous engineering and cost modeling must be performed when the selection is being made. Various factors such as bit selection, reservoir formation, casing design, well bore temperatures and pressures, rig specifications, and other aspects should be considered to determine the technology to be deployed. An RSS is the staple choice when drilling in complex zones with tight targets. A high-performance mud motor has the ability to achieve similar results to an RSS when the target range is large and sliding is minimized.

Обоснованный и технически корректный выбор технологии – РУС или ВЗД – может значительно повысить производительность и снизить затраты. Выбор должен осуществляться исключительно на основании тщательного проектирования и расчета затрат, при этом следует учитывать вид долота, характер породы, конструкцию обсадной колонны, температуру и давление в скважине, технические характеристики буровой установки и другие аспекты. Роторная управляемая система предпочтительна при бурении сложных участков с малым радиусом допуска. Высокопроизводительный забойный двигатель может обеспечивать такие же результаты, что и РУС, в более мощных пластах и в случае, когда слайдирование будет сведено к минимуму.

Revolution™ rotary steerable system is a trademark of Weatherford.

Роторная управляемая система Revolution™ – торговая марка компании Weatherford.

Oil&GasEURASIA

ПОДВОДНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Integrated Solutions for Subsea Services from DOF Subsea Norway AS Комплексные решения по подводному обслуживанию от «ДОФ Сабси Норвей АС»

roup DOF Subsea is the leading provider of integrated solutions for subsea services to the oil and gas industry.

Key business activities:

PHOTO / ФОТО: HARALD M. VALDERHAUG

Vladimir Kalugin, The Head of Representative Office

● Skandi Skolten Construction

Anchor Handling Vessel. ● Буксир-якорезаводчик

Skandi Skolten.

● Offshore construction and support vessels; Project management ● and engineering (from field design, construction, installation and asset maintenance, to decommissioning); ● Survey and positioning operations (subsea positioning, seabed mapping, data processing, C3D & C4D visualization, technical software, etc.); ● Inspection of subsea pipelines; ● Diving operations; ● ROV operations. The company is acknowledged to be a reliable supplier due to its history. DOF Subsea is owned 51% by DOF ASA and 49% by First Reserve. The company was registered as Geoconsult AS on January, 1st, 1979. On August, 9th, 2007 the name was changed into DOF Subsea Norway AS, being a subsidiary of DOF Subsea AS. The head office is in Bergen, Norway. DOF Subsea Norway AS (DSN) has a 30 years’ experience in subsea services. It has extended its scope by building high-technology fleet. Nowadays this fleet consists of over 70 specialized vessels equipped by Work and Inspection Class ROV Systems, diving spreads, AUV mounted devices, etc. Nowadays DOF Subsea’s offices are situated in 17 cities of 14 countries in 5 continents: America, Europe, Africa, Asia and Australia. Global workforce is over 2200 personnel. Major clients of DSN are Statoil, Shell, Total and Petrobras. Some projects on the territory of Russian Federation where DSN has participated: geotechnical surveys in Shtokman field for Shtokman Development AG, pipeline inspection for the project Blue Stream in the Black Sea, investigation of “corridors” for the projects of Nord Stream in the Baltic Sea.

Владимир Калугин, Глава Представительства

онцерн DOF Subsea – ведущий поставщик комплексных решений по подводному обслуживанию в сфере морской нефтегазовой промышленности.

Основные виды деятельности: ● Предоставление конструкционных и вспомогательных судов; Курирование проектов и инжиниринг (от проек● тирования, строительства, установки и текущего технического обслуживания до вывода из эксплуатации); ● Изыскания и позиционирование (картографирование морского дна, обработка данных, C3D и C4D визуализация, техническое программное обеспечение и т.д.); ● Инспекция подводных трубопроводов; ● Водолазные работы; ● Работы с дистанционно-управляемыми аппаратами. Рекомендация DOF Subsea как надежного поставщика – это история компании, владельцами которой являются DOF ASA (51%) и First Reserve (49%). Зарегистрирована компания 1 января 1979 года как Geoconsult AS. 9 августа 2007 года была переименована в сегодняшнее DOF Subsea Norway AS (Акционерное Общество «ДОФ Сабси Норвей АС», дочерняя компания DOF Subsea AS). Головной офис расположен в Норвегии г. Берген. DOF Subsea Norway AS (DSN) обладает 30-летним опытом работы в сфере подводного обслуживания. Компания расширяет свои возможности благодаря созданию высокотехнологичного флота, численность которого составляет свыше 70 специализированных судов, оснащенных системами дистанционно-управляемых аппаратов рабочего и инспекционного классов (ROV), водолазными средствами и оборудованием, АНПА или подводными роботами (AUV) и т.д. На сегодняшний день представительства DOF Subsea находятся в 17 городах 14 стран на 5 континентах: Америка, Европа, Африка, Азия и Австралия. В компании работают более 2200 высококвалифицированных специалистов. Основными клиентами DSN являются Statoil, Shell, Total и Petrobras. Некоторые проекты на территории Российской Федерации: геотехнические изыскания на Штокмановском месторождении для «Штокман Девелопмент АГ», инспекция газопроводов «Голубой Поток» на Черном море, обследование коридоров для проекта Nord Stream в Балтийском море.

Основные принципы работы DOF Subsea Norway AS: DOF Subsea Norway AS is building its business on: ● ● ● ● ●

respect to its clients; highly qualified and experienced personnel; safety (global certification within ISO 14001:2004; HSEQ – OHSAS 18001:2007); quality and excellence (accredited ISO 9001:2008; ISO 9001:2001); integrated services and works.

● уважение к клиентам; ● высококвалифицированный персонал; ● безопасность (международный сертификат ISO 14001:2004, HSEQ – OHSAS 18001:2007); ● качество (аккредитация ISO 9001:2008, ISO 9001:2001); ● комплексный подход в предоставлении услуг и работ.

Representative Office of DOF Subsea Norway AS in Moscow:

Представительство «ДОФ Сабси Норвей АС» в Москве:

tel.: +7 (495) 937 60 09

тел.: +7 (495) 937 60 09

http://www.dofsubsea.com

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

POWER GENERATION

ADVERTORIAL SECTION

MOTOR SICH Provides High-Quality Energy Generation and Delivery «МОТОР СИЧ» обеспечит качественное производство и доставку электроэнергии V. Boguslaev, Chairman of the Board of Directors, MOTOR SICH JSC

Богуслаев В.А., председатель совета директоров АО «МОТОР СИЧ»

OTOR SICH Joint-Stock Company is the modern multi-industry high technology enterprise that deals with designing and manufacturing of modern gas-turbine engines and power-generating units. MOTOR SICH JSC offers the advanced industrial gas-turbine drives, gas-turbine power stations, gas compressor plants of new generation as well as heat and power generating facilities. To maintain and expand the positions in the market of gas-turbine power stations and gas compressor plants, MOTOR SICH JSC continuously upgrades commercially available power-generating units and perform works directed to designing and mastering of their new prototypes. The works are carried out based on the results of continuous monitoring over operation of gas-turbine power stations and gas compressor plants taking into account the current scientific and technological advances, last development trends in gas-turbine production technologies. The design activity also takes into account the results of systematization and analysis concerning requirements and wishes made by potential customers. All-round provision of the population well-being should be the purpose of a social state. Heat and power supply is one of its basic components in civilized countries. Generation of high-quality energy, its delivery to consumers is the important branch of industry. State-of-the-art of this industry considerably affects the national economy condition, solution of social problems and the living standards of population. Power engineering industry is founded mostly on traditional types of power plants: thermal power, nuclear and hydroelectric plants. As it is known, power consumption by certain factories as well as by town and village dwellers is extremely non-uniform within a day and within a year. Energy consumption depends on the factory schedules, population schedule changes, seasonal changes of operating mode, etc. Population makes significant contribution into the non-uniformity of power consumption changing the load drastically throughout the day. Long-term experience in operation of the power-generating equipment at power plants has shown that the basic share of the daily power consumption is covered in the most cost-effective way at the expense of the following facilities: nuclear power plant working primarily in the basic part of a power-supply system due to the difficulties connected with the adjustment of their output; thermal power plant, which operate most cost-effectively when their electric power corresponds to thermal consumption; hydroelectric power plants, which operation should not exceed the minimum water pass required according to sanitary requirements and navigation conditions. It is obvious that the more non-uniform load at the power system, the larger output of hydroelectric and hydroelectric pumped storage plants is required to provide efficient operation of other power-generating facilities without fall of their load at night, on weekends and holidays or without partial disconnection of these facilities, at that time. Since the output of hydroelectric and hydroelectric pumped storage power plants is not sufficient in most cases, the power system is forced to bear considerable additional expenditures.

кционерное общество «МОТОР СИЧ» – современное многопрофильное наукоемкое предприятие по разработке и производству современных газотурбинных двигателей и энергетических установок. АО «МОТОР СИЧ» предлагает самые современные промышленные газотурбинные приводы, газотурбинные электростанции, газоперекачивающие агрегаты нового поколения и теплоэнергетические комплексы. С целью сохранения и расширения позиций на рынке газотурбинных электростанций и газоперекачивающих агрегатов, АО «МОТОР СИЧ» с одной стороны постоянно модернизирует серийно выпускаемые энергетические установки, а с другой – проводит работы по созданию и освоению новых образцов. Работы осуществляются на основании результатов постоянного мониторинга эксплуатации газотурбинных электростанций и газоперекачивающих агрегатов с учетом последних достижений науки и техники, последних тенденций в развитии газотурбинных технологий, а также на основании результатов систематизации и анализа требований и пожеланий потенциальных заказчиков. Целью социального государства должно быть всестороннее обеспечение благосостояния граждан. Одним из его основных составляющих в цивилизованных странах является обеспечение граждан теплом и электричеством. Производство качественной энергии, ее доставка потребителям – важная отрасль промышленности. Уровень развития данной отрасли имеет огромное влияние на состояние экономики страны, решение проблем социальной сферы и уровень жизни населения. Энергетическая отрасль чаще всего базируется на традиционных видах электростанций: ТЭЦ, АЭС, ГЭС. Потребление электроэнергии отдельными предприятиями, а также населением городов и сел в течение суток и в течение года, как известно, отличается крайней неравномерностью. Потребление энергии зависит от графика работы предприятий, изменения режима населения, сезонные изменения режима работы и др. Значительную неравномерность в электропотреблении вносит население страны, резко изменяя нагрузку в течение дня. Многолетний опыт эксплуатации электрогенерирующего оборудования электростанций показал, что покрытие базовой части суточной нормы электропотребления наиболее экономично обеспечивается за счет: АЭС, работающих главным образом в базовой части энергосистемы из-за затруднений регулирования их мощности; ТЭЦ, работающих максимально экономично тогда, когда их электрическая

● Modular portable power plant EG 6000MC. ● Блочно-транспортабельная электростанция ЭГ 6000МС. Oil&GasEURASIA

ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ To cover peak loads, the separate generating units of thermal power plants are used; they have sufficiently high fuel specific consumption, although such units are not flexible enough: preparation of each unit for start-up, synchronization and load increase require the considerable time outlay at least six hours. It is necessary to mention the pseudo-deficiency of power generating facilities (accordingly, the plans for commissioning of new ones are overestimated) – there is a lack of adjustable facilities rather than the total ones. Since power system bears the considerable additional expenditures caused by non-uniform power consumption, and, hence, power generation, application of gas-turbine power plants (GTPP) including mobile ones is a highly promising way for saving fuel and energy sources. Installation of mobile GTPP is an additional measure on increasing reliability of power and heat supply for certain power districts. For example, in Siberia these stations are put into operation in the areas, where the risk of power interruption has appeared as a result of the accident at Sayano-Shushenskaya hydroelectric power station. A number of GTPP are installed in Moscow and the Moscow Region in order to increase the operation reliability of Moscow power supply system during critical conditions, including the coverage of peak loadings. The problem of frequency adjustment, especially its anti-accidental aspect, has significant importance in the quality improvement of the supplied electric power and reliability of the power-supply system. Maintenance of the set average power on an hour interval with the accuracy defined by market terms is the commitment of power stations within an integrated power network. To ensure preservation of the plant hourly average power at the defined level is possible only at rigid maintenance of the average frequency value at 50±0.01 Hz and maintaining frequency oscillations at standard conditions within 50±0,05 Hz with rare frequency deviations into the admissible limits 50±0.2 Hz with restoration time no more than 15 minutes. As the reserved power facilities, due to their maneuverability, gas-turbine power plants are able to solve the problem of the ensuing the required quality of electric power in order to increase the power system reliability. Let’s consider advantages of GTPP usage as an example of gas-turbine power plants used at MOTOR SICH JSC – EG 6000 and PAES-2500 having the output 6 and 2.5 MW accordingly. 1. Small start-up time – the time necessary for start-up, synchronization with a network and attaining gross output does not exceed 9.5 minutes for EG 6000 and 7 minutes for PAES-2500. 2. Possibility of load instant drop and rise up to 3 MW for EG 6000 and 2.5 MW for PAES-2500. 3. High quality parameters of the generated electric power corresponding to GOST 29328. 4. The power plants operate in various climatic zones within the temperature range from-60 up to +55 С. 5. Power station is equipped with all systems and hardware necessary for autonomous operation. 6. PAES-2500 unit may operate consuming both gaseous and liquid fuel. 7. Noise and harmful emissions are within sanitary norms. 8. Low operational costs: ● minimum investment costs for the arrangement of an erecting area, fuel feed, power energy take-off. PAES-2500 is installed on foundation for the long-term operation, operation on thrusters is permitted, if necessary;

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● GTE-MC-2,5. ● GTE-MC-2,5.

мощность соответствует тепловому потреблению; ГЭС, использование мощности которых не должно превышать возможности минимального пропуска воды, необходимого по санитарным требованиям и условиям судоходства. Очевидно, что чем неравномернее нагрузка электросистемы, тем большая мощность ГЭС и ГАЭС потребуется для обеспечения экономичной работы остальных генерирующих агрегатов электростанций без резкого снижения их нагрузки в ночные часы, а также в выходные и предпраздничные дни, или отключения части таких агрегатов в эти часы. В связи с тем, что мощностей ГЭС и ГАЭС чаще всего недостаточно, электросистема вынуждена нести дополнительные расходы. Для покрытия пиковых нагрузок используются отдельные энергоблоки ТЭС, имеющие достаточно высокие удельные расходы топлива, хотя такие блоки недостаточно маневренны: подготовка каждого из них к пуску, синхронизация и набор нагрузки требуют значительных затрат времени, составляющих не менее 6 часов. Следует подчеркнуть, что существует псевдодефицит энергомощностей (соответственно, завышенные планы по вводу новых) – не хватает мощностей вообще, а именно регулирующих. Поскольку электросистема несет дополнительные расходы, вызываемые неравномерностью режима электропотребления, а, следовательно, и производства электроэнергии, одним из весьма перспективных путей экономии топливно-энергетических ресурсов, расходуемых на выработку электроэнергии, является использование газотурбинных электростанций, в том числе и мобильных. Установка мобильных ГТЭ является дополнительной мерой по повышению надежности электрического и теплового снабжения, отдельных энергорайонов. К примеру, в Сибири такие станции введены в эксплуатацию, где в результате аварии на Саяно-Шушенской ГЭС возник риск нарушения электроснабжения. Ряд ГТЭ установлены в Москве и Подмосковье для повышения надежности функционирования Московской энергосистемы при прохождении критических режимов, в том числе для обеспечения покрытия пиковых нагрузок. Немаловажное значение для повышения качества отпускаемой электроэнергии и надежности работы системы энергоснабжения имеет проблема регулирования частоты, в особенности ее противоаварийный аспект. Одной из обязанностей электростанций в единой энергосистеме является поддержание заданной средней мощности на часовом интервале с оговоренной условиями рынка точностью. Обеспечить сохранение среднечасовой мощности электростанции на уровне задания возможно лишь при жестком поддержании среднего значения частоты на уровне 50±0,01 Гц и удержание колебаний частоты в нормальных условиях в диапазоне 50±0,05 Гц при редких выходах частоты в допустимые пределы 50±0,2 Гц с временем восстановления не более 15 мин. Газотурбинные электростанции в качестве резервируемых мощностей за счет своей маневренности способны справиться с задачей обеспечения необходимого качества электроэнергии с целью повышения надежности энергосистемы. Рассмотрим преимущества использования ГТЭ на примере газотурбинных электростанций производства АО «МОТОР СИЧ» – ЭГ 6000 и ПАЭС2500 мощностью 6 и 2,5 МВт соответственно.

POWER GENERATION

ADVERTORIAL SECTION

● PAES-2500 ● ПАЭС-2500

● low maintenance costs; ● power self-dependence; ● long service life is 12 years, SSL is 100,000 hours; ● high operating reliability of the equipment; ● possibility to obtain 5-6 Gcal/hour for PAES-2500 and 8-9 Gcal/hour for EG 6000 while operating in cogeneration mode. More than 3,000 mobile automated gas-turbine power stations with rated power 2500 kW (PAES-2500) were manufactured during their operation period since 1970. Many cogeneration units were made on the basis of PAES-2500 and EG 6000, which provide power and heat to certain settlements or operate within the power system: Igolsko-Talovaya, Grodno, Slavyansk upon Kuban, etc. Engineers at MOTOR SICH JSC have developed proposals on usage of PAES-2500 unit as a part of heat and electric power complexes, which will use low-caloric fuel gas 2,400 kcal/cu. m and more as a fuel: ● cogeneration facility intended to use coalmine methane, ● rubbish-processing power facility consuming synthesis gas, ● heat and power complex consuming working on shale gas. While operating within a system, these complexes will be used not only for their intended purpose but also to adjust the whole power network (peak loading compensation). Thus, high reliability and safety as well as economic efficiency of a power generating system may be attained at the expense of gas-turbine power plants used for adjustment of the network frequency and equalization of load schedules during daily and seasonal peaks. It is achievable owing to significant flexibility of gas-turbine power plants including the need for fast and safe power increase depending on loading allowing to support stability of the whole power supply system. The trade mark of MOTOR SICH JSC is a symbol of competitive production, cost-effective and safe, claimed in the world markets. The quality management system of the enterprise is certificated by Bureau Veritas Certification for its conformity to ISO 9001 international requirements. MOTOR SICH JSC takes a worthy position among the suppliers of the modern equipment for a fuel and energy industry. MOTOR SICH JSC can offer a number of modern high-performance gasturbine industrial drives, execute complete updating of the existing gascompressor units, ensure the delivery of the wide range of cost-effective and safe drives for gas-turbine power stations. We hope, that the new products fabricated by MOTOR SICH JSC and proposals concerning their usage will help the staff engaged in the powergenerating industry to save energy and to preserve environment. Motor Sich JSC 15 Motorostroiteley st. Zaporozhye 69068, Ukraine Phone: +38(061) 720-49-53 Fax: +38(061) 720-45-52 E-mail: eo.vtf@motorsich.com www.motorsich.com

АО «МОТОР СИЧ» пр. Моторостроителей, 15, г. Запорожье, 69068, Украина Тел. +38(061) 720-49-53 Факс +38(061) 720-45-52 E-mail: eo.vtf@motorsich.com www.motorsich.com

1. Малое время запуска – время пуска, синхронизации с сетью и набора полной мощности не более 9,5 мин. для ЭГ 6000 и 7 мин. для ПАЭС-2500. 2. Возможность мгновенных сбросов-набросов нагрузки до 3 МВт для ЭГ 6000 и до 2,5 МВт для ПАЭС-2500. 3. Высокие показатели качества электроэнергии, соответствующие ГОСТ 29328. 4. Эксплуатируются в различных климатических зонах в диапазоне температур от -60 до +55 °С. 5. Электростанция оборудована всеми необходимыми для автономной работы системами и оборудованием. 6. У ПАЭС-2500 есть возможность работы как на газообразном, так и жидком топливе. 7. Уровень шума и вредных выбросов в пределах санитарных норм. 8. Низкие эксплуатационные затраты: ● минимальные капитальные затраты на обустройство площадки для монтажа, подвод топлива, отвод электроэнергии. При установке на длительную эксплуатацию ПАЭС-2500 устанавливается на фундамент, при необходимости допускается работа на домкратах; ● низкие затраты на техническое обслуживание; ● энергетическое самообеспечение; ● большой срок службы – 12 лет, назначенный ресурс 100 тыс. часов; ● высокая эксплуатационная надежность оборудования; ● возможность получения в режиме когенерации ПАЭС-2500 5-6 Гкал/ час, ЭГ 6000 от 8 до 9 Гкал/час. За время эксплуатации передвижной автоматизированной газотурбинной электростанции номинальной мощностью 2500 кВт (ПАЭС-2500) с 1970 года их было изготовлено около 3 000 шт. На базе ПАЭС-2500 и ЭГ 6000 было создано большое количество когенерационных установок, которые обеспечивают электричеством и теплом отдельные поселки или работают в систему: Игольско-Таловая, Гродно, Славянск на Кубани и т.д. Специалисты АО «МОТОР СИЧ» разработали предложения по использованию ПАЭС-2500 в составе теплоэнергетических комплексов, которые в качестве топлива будут использовать малокалорийный топливный газ калорийностью от 2400 ккал/м3: ● когенерационный комплекс по утилизации шахтного метана; ● мусороперерабатывающий энергокомплекс, работающий на синтезгазе; ● теплоэнергетический комплекс, работающий на сланцевом газе. Данные комплексы, работающие в системе, не только выполнят свои прямые обязанности, но смогут использоваться для регулирования работы (компенсации пиковых нагрузок) всей энергосети. Таким образом, высокий уровень надежности и безопасности, а также экономической эффективности электроэнергетической системы может быть достигнут за счет использования газотурбинных электростанций в регулировании частоты сети и (выравнивании) графиков нагрузок во время суточного и сезонного пиков. Это возможно благодаря тому, что газотурбинные электростанции имеют большую эксплуатационную гибкость, включая необходимость в быстром и безопасном увеличении мощности установки в зависимости от нагрузки, что позволяет поддерживать стабильность всей энергосистемы. Товарный знак АО «МОТОР СИЧ» – символ конкурентоспособной продукции, экономичной и надежной, востребованной на мировых рынках. Система качества предприятия сертифицирована Бюро Веритас Сертификейшн на соответствие международным требованиям ISO 9001. АО «МОТОР СИЧ» занимает достойное место среди поставщиков современного оборудования для топливно-энергетического комплекса. Предприятие может предоставить целый ряд современных высокоэффективных газотурбинных промышленных приводов, выполнить полный комплекс работ по реконструкции существующих газоперекачивающих агрегатов, обеспечить поставку широкой гаммы экономичных и надежных приводов газотурбинных электростанций. Надеемся, что новая продукция производства «МОТОР СИЧ» и предложения по ее использованию помогут специалистам энергетической отрасли сэкономить энергию и сохранить экологию. Oil&GasEURASIA

ООО «ВЗБТ» ПРОЕКТИРУЕТ И ИЗГОТАВЛИВАЕТ: ● стационарные буровые установки

на автомобильном шасси грузоподъемностью на крюке 125 тонн; ● мобильные буровые установки на полуприцепе

и циркуляционные системы; ● ЗИП и узлы к буровому

и пусконаладке.

www.vzbt.ru

OIL&GAS EURASIA · #6 · JUNE 2012

ВЗБТ НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ

БУРОВЫХ СТАНКОВ СЕРИИ «STALINGRAD»

НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ · №6 · ИЮНЬ 2012

400075, г. Волгоград, шоссе Авиаторов, 16 Телефон: (8442) 53-02-20, 53-04-40 Факс:

(8442) 53-02-02, 53-04-05

E-mail: info@vzbt.ru Сайт: www.vzbt.ru