September 2012

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

ЗАО «Китай» China Inc. У Казахстана новый «Большой Брат»

Kazakhstan Gets a New Big Brother p. / стр. 28

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

www.oilandgaseurasia.com

INDUSTRIAL TECHNOLOGIES PARK

Downstream R&D Center and Refinery Proposed in Yaroslavl Region to Develop New Clean Motor Fuels and Boost Russia's Modernization Effort

ПАРК ИНДУСТРИАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

p. / стр. 56

в Ярославской области займется совершенствованием процессов переработки нефти

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Thoughts on Why We Celebrate Oilmen's Day in September Размышления о том, почему День нефтяника отмечают в сентябре Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

Н

S

eptember has arrived and the business life in Moscow is starting up again. How do I know? Traffic has quadrupled in the last week!

With so much going on in September, I’d like to first take note of “Oilman’s Day” and offer my congratulations to all the engineers, technical specialists and business people who comprise the Russia petroleum industry.

If you subscribe to our newsletter, the Oil&Gas Eurasia Weekly Brief, you will have noticed a link to an article archived on www.oilandgaseurasia.com that explains the origin of this annual jubilee – which occurs on the first Sunday of September. Do a search for “samovar” on our site and you’ll find the whole text. But for fun, I’ll quote a bit here to put “Oilman’s Day” into a bit of context.

The holiday was officially established by an order of the Supreme Soviet Presidium in 1980. But oil and gas workers in Tyumen had pioneered the celebration some 20 years earlier – in the 1960s. And this might be the reason.

On Sept. 21, 1953, a gas fountain burst to the surface in the ancient Siberian town of Beryozovo, marking the beginning of a new era – that of Western Siberian oil and gas production. Technically, you could call this the birth of the modern Russian oil and gas industry.

Having been offset by previous failures to discover gas in Siberia, Alexander Bystritskiy's team did not take the necessary precautions against a spontaneous eruption of hydrocarbons driven by internal reservoir pressures. They simply didn't know they'd hit the reservoir while drilling one last well on the outskirts of Beryozovo. For one thing, most of the work was finished and a sense of defeat hung in the air. That last well was in fact an accident – the drillers did not drill where they had been instructed to drill. They just drilled one last hole for the heck of it!

But as the team was withdrawing their equipment, water and gas shot skyward, expelling in seconds everything the drillers had been working with downhole. The rush and roar of pressurized gas and liquids bursting up from the earth shattered the silence of the taiga, and soon disappointment turned to joy, as the oil workers beheld a black-and-blue-gold fountain over 50 meters tall.

The End is Near – A Samovar for the Afterlife Yuliya Lytkina, a research fellow at the geology, oil, and gas museum of KhantiMansiysk, expanded on what happened next: «Many inhabitants of the town, having been scared out of their wits, abandoned their homes, grabbed their samovars, and ran to the river, thinking that the end of the world had come. The unsettling roar could be heard 10 kilometers away. Salt water, spewed out along with gas, rained down hundreds of meters around the site. The nearby woods died out.» Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

аступил сентябрь, и деловая жизнь в Москве вновь оживилась. Откуда я это знаю? Да просто пробок на столичных дорогах за последнюю неделю стало раза в четыре больше! В сентябре ожидается столько интересных событий – но начать я все-таки хочу с упоминания «Дня Нефтяника», и с удовольствием поздравляю всех инженеров, технических специалистов и предпринимателей, работающих в российской нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей индустрии. Если вы подписаны на нашу новостную рассылку, Weekly Brief Oil&Gas Eurasia, то вы наверняка заметили в ней ссылку на статью с сайта www.oilandgaseurasia.ru. В ней объясняется происхождение этого профессионального праздника, ежегодно отмечаемого в первое воскресенье сентября. Забейте в поиске на нашем сайте ключевое слово «самовар», и вы найдете полный текст. Сейчас же я хочу, чтобы развлечь читателя и придать некий контекст упоминанию Дня Нефтяника, процитировать здесь кусочек этой статьи. Праздник был учрежден указом Президиума Верховного Совета в 1980 году. Но тюменские труженики нефти и газа начали отмечать этот праздник почти 20 лет назад, еще до его официального учреждения, – в 1960-х годах.

21 сентября 1953 года в старом сибирском поселке Березово взметнулся фонтан из газа, положивший начало новой эры – эры нефте- и газодобычи в Западной Сибири. Строго говоря, это событие можно назвать рождением современной российской нефтегазовой промышленности. Участники экспедиции под руководством Александра Григорьевича Быстрицкого, огорченные неудачными попытками найти газ в Сибири, не приняли необходимых мер предосторожности, когда под действием внутреннего давления из газовой залежи произошел спонтанный выброс. Нефтяникам было просто невдомек, что проделывая последнюю скважину на окраине Березова, они наткнулись на залежь. Ведь разведработы подходили к концу, и надежды уже не оставалось. Эта скважина была, по сути, случайной, поскольку бурение велось не там, где предписывалось. Просто бурильщики решили еще немного попытать счастья. Но как только начали поднимать инструмент, из-под земли взметнулась струя воды и газа, выбросив из глубины все оставшееся оборудование. Таежное безмолвие содрогнулось от напора и грохота сжатого газа и жидкостей, извергающихся из земных недр. Однако разочарование сменилось радостью, когда нефтяники увидели 50-метровую черно-сине-золотую струю.

Судный день, или c cамоваром на тот свет О том, что случилось потом, рассказывает Юлия Лыткина, научный сотрудник Музея геологии, нефти и газа Ханты-Мансийска: «Многие жители поселка, испугавшись, побросали свои дома, схватили самовары и побежали к реке, думая, что настал конец света. Мощный гул потряс тишину вековой тайги. Выбрасываемая вместе с газом соленая вода рассеивалась в виде дождя метров на 100 вокруг. Все ближайшие леса погибли». Событие, описанное Юлией Лыткиной, бесспорно, имело немалое значение и могло стать причиной учреждения праздника нефтяников в сентябре – том месяце, когда оно произошло. Однако «нефтегазовая» история России насчитывает немало других, не менее важных событий, о чем сотрудники НГЕ узнали по ходу своих исследований. В 1960-1980-е годы в нефтепромышленности произошли серьезные перемены, позволившие СССР, а впоследствии и Российской Федерации, занять лидирующие

1

#9 September 2012

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА The event Lytkina describes was certainly memorable enough to have resulted in the declaration of a holiday in the relevant month – September. But in this history of Russian oil and gas, there were other equally important events, as we at OGE learned from our little research exercise.

In the 1960s and 1980s, revolutionary changes took place in the industry, which put the USSR, and later the Russian Federation, at the top of the energy power chart of the world. While some scientists in the Soviet Union were conquering the cosmos by launching the first artificial satellite and the first man into space in the early 1960s, other Soviet scientists were venturing deep into the earth's interior.

Surviving Against All Odds to Bring West Siberia on Stream The Western Siberian region was first explored by Vitaliy Zenchev, who died in a tragic accident at the Glubokiy Sabun river embranchment in 1955. As the country aggressively developed its automobile, aviation, railway, and building industries, and demand for plastic and synthetic materials grew, the Communist Party established The Third Program at its 12th meeting, demanding that oil and gas workers drastically increase hydrocarbon production to meet the country's growing demands. Thus, assisted by geologists, oil industry workers discovered fields in Shirotnoje Priobje (Megion, Mamontov, Samotlor), as well as enormous gas reserves in Yamal. The decision to venture into Western Siberia was a difficult one to make for the Soviet government, but Tyumen geologists fiercely fought for the risky enterprise, although the positive outcome put them into unbearably difficult climatic conditions at temperatures of minus 30 degrees Celsius (minus 22 degrees Fahrenheit).

Work could only be done in winter as the impassable Siberian swamps froze up enough to support heavy machinery. Geologists lived and worked without means of communication, homes, food, or entertainment, at a constant danger of losing their jobs in case of failure. Most of the building efforts were concentrated on industrial constructions related to oil extraction and transportation, while workers lived in gullies, mud huts, trailers, and even tents.

Academician Andrei Trofimuk describes in his memoirs «Forty Years of Struggle for Siberian Oil Development,» «Having explored the fields myself, I watched oil men, field men, and construction workers pursue their heroic conquest of the untrodden expanse of Western Siberian lowlands, while huddling with their families in gorges permeated by frosty winds. The plans of building schools, kindergartens, shops, and other necessary institutions were not being fulfilled. Concern for people lagged way behind concern for meeting drifting borehole goals, oil and gas extraction, and construction of industrial objects.»

Saluting Those that Went Before Us Despite the inhumane conditions, the Soviet Union was able to increase production from the region at an astounding rate. Glavtyumenneftegaz, which produced some 0.9 mln tons of oil in 1965, increased production by the 1980s to 352.7 mln tons of oil. Gas acquisitions grew from 127.7 to 643 bln tons in this time period.

According to official statistics, export of oil and gas products grew from 75.7 mln tons in 1965 to 193.5 mln tons in 1985.

As the «black gold» from Western Siberia was of a superior grade, light and sweet (low sulfur) – if not mixed during pipeline shipment with high sulfur, high paraffin content crudes from Tatarstan and Bashkiria – Soviet planners prioritized maximizing short-term rather than long-term oil recovery, disregarding proper reservoir management practices and thus overproducing the fields and setting the stage for the industry's eventual decline.

Today in Beryozovo, where the so called «Pioneer of Western Siberian Gas» well was drilled, there is a model of an oil derrick made of steel pipes, set in memory of the 40th anniversary of the discovery. Mikhail Lomonosov, a renowned Russian scientist, once said that «Russian might will accrue with Siberia.» On this year's «Day of Oil and Gas Industry Workers,» we salute the might of those brave enough to venture into it – and those who today have inherited their legacy.

2

позиции среди мировых производителей электроэнергии. Советская наука стремилась не только покорить космос, отправив на орбиту первый искусственый спутник, а в начале 1960-х годов – и первого человека, но также проникнуть в глубины земных недр.

Нас не сломить: даешь Западную Сибирь Говоря об освоении Западной Сибири, нельзя не упомянуть имя Виталия Александровича Зенчева, инженера-геолога, трагически погибшего в 1955 году, который одним из первых проводил изыскательские работы в этом районе. В стране в то время энергично развивались автомобилестроение, авиация, железнодорожная и строительная индустрии, возрастал спрос на пластиковые и синтетические материалы. В связи с этим на XII съезде КПСС была принята Третья программа, требовавшая от нефтяников и газовиков существенно увеличить добычу углеводородов для удовлетворения растущих потребностей государства. Так, благодаря помощи геологов, были открыты месторождения в Широтном Приобье (Мегион, Мамонтов, Самотлор), а также громадные запасы газа на Ямале. Советскому правительству нелегко было решиться на разведку в Западной Сибири, однако тюменские геологи упорно отстаивали эту рискованную инициативу, хотя успех означал для них работу в невыносимых климатических условиях при температуре ниже -30 градусов Цельсия. Работать можно было только зимой, когда непроходимые сибирские болота покрывались льдом, достаточно прочным для того, чтобы выдержать тяжелое оборудование. У геологов не было средств связи, жилья, еды, а в случае неудачи им могла грозить и потеря работы. Строительство было сосредоточено главным образом в сфере промышленной инфраструктуры для добычи и перевозки нефти, а рабочие жили в балках, землянках, вагончиках и даже палатках. Академик Андрей Алекcеевич Трофимук пишет в мемуарах «Сорок лет борения за развитие нефтегазодобывающей промышленности Сибири»: «Бывая на промыслах и разведках, я наблюдал, что нефтяники-разведчики, промысловики, строители, героически осваивая нефтегазовую целину Западно-Сибирской низменности, ютятся вместе с семьями в продуваемых морозными ветрами балках. Не выполняются планы строительства школ, детских садов, магазинов и других объектов соцкультбыта. Несмотря на декларации, реально эта забота о людях по значимости оказалась на последнем месте, после выполнения планов проходки скважин, добычи нефти и газа, завершения стройки промобъектов и т.п.».

Слава тем, кто был до нас Несмотря на нечеловеческие условия, Советский Союз смог с поразительной быстротой увеличить нефтедобычу в регионе. «Главтюменнефтегаз», дававший порядка 0,9 млн тонн нефти в 1965 году, к началу 1980-х годов увеличил добычу до 352,7 млн тонн. Добыча газа в тот же период выросла с 127,7 до 643 млрд тонн. Согласно официальной статистике, экспорт нефте- и газопродуктов возрос с 75,7 млн тонн в 1965 году до 193,5 млн тонн в 1985 году. Поскольку «черное золото» из Западной Сибири было высокосортным – легким, малосернистым (если только при перегонке по трубам его не разбавляли высокосернистым, высокопарафинистым сырцом из Татарстана и Башкирии), советские «плановики» стремились выжать максимум из нефтезалежей, не думая о будущем и не заботясь о должном контроле за разработкой пласта: месторождения истощались, и нефтепромышленность в итоге пришла в упадок. В Березове, на родине так называемой «скважины-первооткрывательницы», сегодня стоит модель буровой вышки из стальных труб, установленная в память 40-й годовщины знаменательного открытия. Михаил Ломоносов, знаменитый российский ученый, однажды сказал: «Богатство российское прирастать будет Сибирью». И потому, отмечая «День нефтяника» в этом году, мы аплодируем духовному богатству отважных сибирских первопроходцев и тех, кто сегодня наследует их славу.

Oil&GasEURASIA

Îñâîåíèå Àðêòèêè.

Ñïåöèàëèñòû êîðïîðàöèè ION ñòðåìÿòñÿ ðåøàòü ñàìûå òðóäíûå çàäà÷è â íàèáîëåå ñëîæíûõ óñëîâèÿõ îêðóæàþùåé ñðåäû.  ëåäÿíûõ ìîðÿõ Àðêòèêè, ãäå åùå íå ïðîâîäèëàñü

ÍÀÏÐÀÂËÅÍÈß ÄÅßÒÅËÜÍÎÑÒÈ

ñåéñìîðàçâåäêà, êîðïîðàöèÿ ION ïðèìåíèëà íîâûå òåõíîëîãèè, ïîçâîëÿþùèå âûïîëíÿòü

Íåòèïè÷íûå êîëëåêòîðû

ðåãèñòðàöèþ ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ â óñëîâèÿõ ñïëîøíîãî ëåäÿíîãî ïîêðîâà.  ðåçóëüòàòå êîðïîðàöèè ION óäàëîñü ïðîâåñòè ìîðñêèå ñåéñìîðàçâåäî÷íûå ðàáîòû â ñàìîé ñåâåðíîé òî÷êå, ÷åì êîãäà-ëèáî ðàíüøå, è çíà÷èòåëüíî óâåëè÷èòü ïðîäîëæèòåëüíîñòü òðàäèöèîííîãî

→

Ðåãèîíû ñ ñóðîâûìè êëèìàòè÷åñêèìè óñëîâèÿìè

ñåçîíà ïîëåâûõ ðàáîò. Îò Àðêòèêè äî ïóñòûíü, â ïåðåõîäíûõ çîíàõ «ñóøà —ìîðå», ìåëêîâîäíîé

Ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì

ïðèáðåæíîé çîíå è â äðóãèõ ñëîæíûõ êëèìàòè÷åñêèõ è ïðèðîäíûõ óñëîâèÿõ êîðïîðàöèÿ

Èçó÷åíèå îñàäî÷íûõ áàññåéíîâ

ION ïðåäëàãàåò èííîâàöèîííûå òåõíîëîãèè, êîòîðûå ïîìîãàþò ðåàëèçîâàòü âàøè ñàìûå

Ýêñïëóàòàöèÿ ìåñòîðîæäåíèé

àìáèöèîçíûå ïðîåêòû. iongeo.ru

ÎÐÈÅÍÒÀÖÈß ÍÀ ÈÍÍÎÂÀÖÈÈ. ÑÒÐÅÌËÅÍÈÅ Ê ÄÎÑÒÈÆÅÍÈÞ ÖÅËÈ.

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Thoughts on Why We Celebrate Oilmen's Day in September Размышления о том, почему День нефтяника отмечают в сентябре

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

8

STATISTICS | СТАТИСТИКА

KAZAKHSTAN | КАЗАХСТАН

16

PHOTO: ITAR-TASS / ФОТО: ИТАР-ТАСС

28

Sizing Up a New Big Brother Kazakhstan Plays out "Come Here, Go Away" Strategy with China, Inc.

Рядом с Большим Братом Игра Казахстана с Китаем:«Уходи - значит останься» GAS PRODUCTION | ДОБЫЧА ГАЗА

Heading for the Turonian Gas New Gas Reservoirs are Being Developed in Russia

18

Курс на туронский газ В России осваиваются новые газовые пласты KAZAKHSTAN | КАЗАХСТАН

RK Passes а New Trunk Pipeline Law В Казахстане принят новый Закон о магистральных трубопроводах

36

DRILL BITS | БУРОВЫЕ ДОЛОТА

PDC Drill Bits Plant Has Been Launched in Kurgan В Кургане открыт завод буровых долот PDC

40

GAS TREATMENT | ПОДГОТОВКА ГАЗА

High Cap Triple-Flow Vortex Tubes Perform Better in Komsomolskoye Field Case Study Using Stratified Flow Mixing Method (Part 2)

42

В России заработали ТВТ рекордной производительности по схеме смешения стратифицированных потоков (окончание) CLIMATE CHANGE | ИЗМЕНЕНИЕ КЛИМАТА

Solar Variation and Climate Change Future Temperature Decline and Energy Demand Growth 48

Вариации солнечной активности и изменение климата Земли: грядущее похолодание и рост потребления энергии COMPRESSOR UNITS | КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ

Prolonging Gas Production in Declining Fields Продление срока эксплуатации газовых месторождений на поздней стадии разработки

53

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION MODERNIZATION | МОДЕРНИЗАЦИЯ

Industrial Technologies Park to be Built in Yaroslavl Region В Ярославской области будет создан «Парк индустриальных технологий»

56

REFINERY AUTOMATION | АВТОМАТИЗАЦИЯ НПЗ

Нет причины для тревоги 4

60

Oil&GasEURASIA

ООО «Производственная фирма «Пакер Тулз»

Пакеры для гидравлического разрыва пласта и технологических операций Пакеры для организации раздельной закачки воды и поддержания пластового давления Якори гидравлические Разъединители колонн Контейнеры для глубинных манометров Компоновки скважинного оборудования для ОРЗ, ППД Торцевые фрезы Кольцевые фрезы Контроль качества продукции

115191, г.Москва, Холодильный переулок, д.3, корпус 1, стр.4 тел./факс: +7(499) 502-80-36;(495) 665-69-39 e-mail:contact@packer-tools.ru www.packer-tools.ru

#9 September 2012

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ DRILLING MUDS | БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Новые реагенты для освоения скважин после операций бурения, глушения полимерными растворами и гидравлического разрыва пласта

64

FPSO | ПНП

Floating Production, Storage and Offloading (FPSO) Плавучие нефтепромысловые платформы (ПНП)

66

GAS TRANSFER | ТРАНСПОРТ ГАЗА

Saturn – Gazovye Turbiny to Provide Gas-Compressor Units for the “South Stream” Project «Сатурн – Газовые турбины» обеспечит перекачку газа в проекте «Южный поток»

68

R&D | НИОКР

PJSC “YUZHNIIGIPROGAZ” – the Leading Research, Design and Survey Institute of Oil and Gas Sector in the CIS Countries ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» – ведущий научный и проектно-изыскательский институт нефтегазовой отрасли стран СНГ

70

OILFIELD SERVICES | НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЙ СЕРВИС

Oilfield Services: Prompt, Efficient and Convenient Нефтесервис: быстро, выгодно, удобно

72

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover MWM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover «Гидромаш-Сервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Back Inside Cover ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Packer Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

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, Ksenia Romanova

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал, Ксения Романова

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 GUEST CORRESPONDENTS Ben Priddy, Vladimir Shlychkov COVER IMAGE Pyotr Degtyarev TRANSLATION Predstavitel Service, Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

6

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТЫ Бен Придди, Владимир Шлычков КОЛЛАЖ НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД «Представитель Сервис» Сергей Нараевский, Марина Завадская РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com

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

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

6

U.S. SALES OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640 EUROPEAN SALES Anna Bovda sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (499) 678 25 53 Fax: +7 (499) 678 25 54

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

is a Member of:

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

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

SPE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13, 15 Saudi Aramco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 Bentec. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 Castrol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34-35 Легион . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 Техноэксперт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 Ingeoservice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

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

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

Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow

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

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

ISSN 1812-2086 Press Run: 8,000 © 2012, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

117152, Москва, Шлюзовая набережная 8, офис 201. Тел./факс: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54. Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 8 000 экз.

ISSN 1812-2086 © 2012, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

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

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

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

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Hull Assembly of Icebreaking Emergency and Rescue Vessel Started in Kaliningrad

В Калининграде приступили к сборке корпуса многоцелевого аварийноспасательного ледокола

The hull assembly of a multipurpose emergency and rescue vessel for the Russian Ministry of Transport was started at Yantar Shipyard in Kaliningrad, Russia this summer. The hull of the vessel will be shipped to Arctech Helsinki Shipyard for outfitting and finalizing in spring 2013.

Этим летом на судостроительной верфи «Янтарь» в Калининграде (Россия) с закладки киля началась сборка корпуса многоцелевого (универсального) аварийно-спасательного судна для Министерства транспорта. Корпус судна будет отправлен в Хельсинки на верфь Arctech весной 2013 года для достроечных работ и полного завершения. Строящееся в сотрудничестве с судостроительной верфью «Янтарь» многоцелевое аварийное судно ледокольного класса представляет совершенно новый тип технологий борьбы с разливами нефти. Новейшая система для улавливания нефти может использоваться даже при сильном волнении моря. Судно будет использоваться в Финском заливе для ледокольных операций, буксировки судов и плавучих комплексов, а также для борьбы с разливами нефти. «На российском рынке есть потребность в современных судах ледокольного класса. В спасательном судне представлена совершенно новая технология, благодаря которой можно использовать его в Финском заливе для разнообразных целей», – отмечает Эско Мустамяки, управляющий директор судостроительной верфи Arctech Helsinki Shipyard. Одной из особенностей данного судна является то, что оно может двигаться из стороны в сторону. Судно имеет запатентованную конструкцию с асимметричным корпусом и тремя поворотными движителями, что позволяет судну двигаться вперед, назад и наклонно (из стороны в сторону). Судно может двигаться в непрерывном режиме через слой льда толщиной 1 м как вперед, так и назад, а в боковом режиме оно может проделывать канал шириной 50 м в слое льда толщиной 0,6 м. Конструкция судна основывается на принципе ARC 100, разработанном для верфи Arctech Helsinki Shipyard компанией Aker Arctic Technology. Длина судна составляет 76,4 м, а ширина – 20,5 м. Три основных дизель-генераторных установки имеют общую мощность 9 МВт. Мощность двигательного блока составляет около 7 МВт. Поставка судна планируется в декабре 2013 года.

SOURCE / ИСТОЧНИК: AKER ARCTIC

● The vessel can move sideways, and that’s one of its special features. ● Одной из особенностей судна является то, что оно может двигаться из стороны в сторону.

The multipurpose emergency and rescue icebreaker, which is being built in cooperation with shipyard Yantar, represents a completely new type of oil spill combat technology. The advanced oil recovery system is also suitable for operation in heavy waves. The vessel will be used in the Gulf of Finland in icebreaking operations, sea towing, floating facilities and combatting oil.

“There is a demand for innovative icebreaking vessels in the Russian market. The rescue vessel represents a totally new technology, which enables its versatile use in the Gulf of Finland,” comments the Managing Director of Arctech Helsinki Shipyard, Esko Mustamäki.

One of the special features of the vessel is that it can move sideways. The vessel features a patented oblique design with an asymmetric hull and three azimuthing propulsors, which allow the vessel to operate efficiently ahead, astern and obliquely (sideways). The vessel can proceed on a continuous mode in 1.0-meter thick level ice both ahead and astern, and in oblique mode will be able to create a 50-meter wide channel in 0.6-meter thick ice. The design

8

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

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

of the vessel is based on ARC 100 concept, which has been developed by Aker Arctic Technology for Arctech Helsinki Shipyard.

The vessel measures 76.4 meters in length and 20.5 meters in breadth. The three main diesel generator sets have the total power of 9 MW. The total propulsion power is about 7 MW. The vessel will be delivered in December 2013.

LATIDRILL WaterBased Fluid System Improves Shale Drilling

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Baker Hughes has introduced the LATIDRILL™ water-based drilling fluid system to help operators enhance wellbore quality and increase drilling efficiency in extended lateral sections of unconventional shale plays. The LATIDRILL system is more environmentally favorable than oil-based fluid systems and offers stability, superior drilling speed, and performance normally associated with invert emulsion systems.

Tested under rigorous laboratory conditions and proven in the field, the LATIDRILL system improves wellbore stability by controlling the clay hydration typically associated with the use of a conventional water-based fluid.

Clay hydration can lead to sloughing shale and borehole enlargement. The LATIDRILL system uses a proprietary wellbore stabilizer that mechanically maintains wellbore integrity and limits non-productive time associated with hole stability issues. By delivering a more stable wellbore in long horizontal sections, the LATIDRILL system reduces pore pressure transmission, minimizing or even eliminating mud losses.

The LATIDRILL system improves drilling efficiency with specially designed lubricants that coat metal surfaces, drill cuttings, and formation walls to reduce torque and

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Система бурового раствора на водной основе LATIDRILL повышает качество бурения в сланцевых пластах Компания Baker Hughes предлагает систему бурового раствора на водной основе LATIDRILL™, которая должна помочь буровым компаниям улучшить качество ствола скважины и повысить эффективность бурения протяженных боковых стволов при разработке сланцевых месторождений. Система LATIDRILL экологически более безопасна, чем растворы на нефтяной основе. Она обеспечивает устойчивость ствола скважины и превосходную скорость и качество бурения, что обычно связывают с использованием инвертноэмульсионных растворов. Испытанная в жестких лабораторных условиях и проверенная в реальных условиях бурения, система LATIDRILL улучшает устойчивость ствола скважины за счет регулирования гидратации глины, что, как правило, происходит при использовании традиционного раствора на водной основе. Гидратация глин может привести к осыпанию породы и увеличению ствола скважины. В состав системы LATIDRILL входит фирменная добавка, стабилизирующая ствол скважины. Она механически поддерживает целостность ствола и сокращает непроизводительное время, связанное с решением проблем устойчивости ствола. Обеспечивая более высокую устойчивость ствола в протяженных горизонтальных участках, система LATIDRILL уменьшает распространение порового давления, что снижает или полностью устраняет поглощение бурового раствора. Система LATIDRILL способствует повышению эффективности бурения за счет применения специальных смазочных добавок, покрывающих металлические поверхности, частицы выбуренной породы и стенки скважины, что уменьшает скручивающие и осевые нагрузки на колонну, особенно в условиях высокого давления/высокой температуры. Эти смазывающие добавки позволяют также передать более высокую гидравлическую мощность на долото и добиться более высоких механических скоростей бурения. Так как система LATIDRILL – это раствор на водной основе, то не требуется утилизация нефтезагрязненных выбуренных частиц, поэтому время уборки на буровой может быть сокращено на два дня по сравнению с использованием растворов на нефтяной основе. Компании-операторы могут извлечь дополнительную пользу, сочетая применение системы LATIDRILL с полным набором продуктов Baker Hughes для использования в сланцевых пластах, включая профилемер StarTrak™, роторно-управляемую систему AutoTrak™ и

● LATIDRILL™ allows operators to drill faster and farther and performs as efficiently as oil-based fluid systems. ● Система бурового раствора LATIDRILL™ позволяет бурить быстрее и дальше, работая при этом так же эффективно, как растворы на нефтяной основе. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

9

#9 September 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ drag, particularly in high-pressure/high-temperature applications. The lubricants also allow for the delivery of greater amounts of hydraulic horsepower to the drill bit and result in faster rates of penetration. Because the LATIDRILL system is water-based, disposal of oily cuttings is unnecessary, and clean-up time on the rig can be reduced by as much as two days compared to that of oil-based systems.

Operators can realize greater value by packaging the LATIDRILL system with the full range of Baker Hughes shale solutions, including the StarTrak™ imaging tool, the AutoTrak™ rotary steerable system, and the Hughes Christensen Talon™ 3D PDC bit.

Shear History Simulator Provides Valuable Analysis of Water-Based Fracturing Fluids The Chandler Engineering Shear History Simulator (SHS) is a system designed to prepare and load water-based fracturing fluids dynamically into rotational viscometers.

The fluid is pumped through a series of capillaries at various rates and durations in order to simulate pumping conditions experienced during fracture stimulation treatments.

The Chandler Engineering SHS consists of a pressurized fluid reservoir, two injection pumps and three capillaries. Each capillary is 120 feet long with 0.085 inch ID. A

армированные искусственными алмазами долота 3D PDC Hughes Christensen Talon™.

Имитатор сдвигающего усилия выполняет содержательный анализ жидкостей на водной основе для гидроразрыва Имитатор сдвигающего усилия, разработанный компанией Chandler Engineering, – это система, созданная для подготовки и динамической загрузки жидкости на водной основе для гидроразрыва в ротационные вискозиметры. Жидкость закачивается через серию капилляров с разной скоростью и в течение различного времени для имитации реальных условий закачки, возникающих в ходе операций по гидроразрыву пласта. Вышеупомянутый имитатор состоит из гидробака под давлением, двух нагнетательных насосов и трех капиллярных трубок. Длина каждой трубки составляет 120 футов (36,6 м), а внутренний диаметр – 0,085 дюйма (2,15 мм). Панель клапанов с графическим отображением направлений движения потоков позволяет пользователю конфигурировать прибор так, чтобы имитировать широкий диапазон условий. Гелеобразный раствор помещается в расходный бак под давлением для подачи жидкости на прием нагнетательного насоса. Быстросоединяемые муфты и гибкие шланги обеспечивают быстрое и легкое соединение.

Kirinskoye Project: 10-inch PLET and In-Line Tee (ILT) Successful Installation on the Seabed Mezhregiontruboprovodstroi (MRTS), the main contractor for Kirinskoye gas condensate field development in the Sea of Okhotsk, Russia, has completed a successful installation of 10-inch PLET and In-Line Tee (ILT) on the seabed from its newest specialised vessel PLB Fortuna.

The installation procedures and all related analysis for this as well as other tasks have been provided by the UK branch of independent subsea engineering consultancy DeepSea, which has also supplied engineering support personnel on the vessel during 2011 campaign. MRTS vessel PLB Fortuna with its newly installed 1,600-ton crane.

The crane design and construction has been reviewed by Deepsea UK Limited.

Проект на Киринском месторождении: успешная установка на морском дне 10-дюймового окончания трубопровода (PLET) и встроенного тройника (ILT) ОАО «Межрегионтрубопроводстрой» (МРТС), основной подрядчик в проекте по разработке Киринского газоконденсатного месторождения в Охотском море (Россия), успешно завершило установку 10-дюймового окончания трубопровода (PLET) и встроенного тройника (ILT). Установка производилась на дне моря с нового специализированного трубоукладочного судна «Фортуна», принадлежащего МРТС. Порядок установки, необходимая аналитическая работа и иные задачи осуществлялись британским подразделением компании DeepSea – независимого консультанта по подводным инженерным работам. Данная компания также обеспечивала техническую поддержку на судне в ходе работ 2011 года. Трубоукладочное судно «Фортуна» компании МРТС с установленным на нем новым краном грузоподъемностью 1 600 т. Проверку конструкции крана и его сборки выполнила компания Deepsea UK Limited.

10

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

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

valve panel with a graphical representation of flow paths allows the user to configure the instrument to simulate a broad range of conditions.

A gel base fluid is placed into a pressurized supply reservoir to deliver fluid to the suction of the injection pump.

Quick couplings and flexible hoses make this a quick and easy connection. Pressure is applied to the reservoir via an air regulator mounted on the front panel.

The base gel injection pump is a high pressure triplex pump. It has stainless steel construction for corrosion resistance. The pump is driven by a gear motor and is controlled by a frequency drive controller and can deliver 0-100 ml/ min. The crosslinker additive pump is a stainless steel HPLC pump capable of delivering 0-9.99 ml/minute.

The two fluids are first combined in a micro-volume mixing tee, which flows directly into a multi-element kinetic mixer for thorough homogenization.

The combined fluids then travel through a series of capillaries. Each capillary has a length of 120 feet and has an inside diameter of 0.085 inсhes. Using selector valves on the front panel, the flow path can be configured to consist of one, two, or three capillary sections.

Pressure transducers are located at the entrance and exit of each capillary to accurately monitor fluid behavior.

Digital indicators display each pressure on the front panel.

The system can be operated manually as a stand-alone unit, or can be run from the Chandler Engineering SHS software. The software monitors and records all measured parameters such as pump rate and pressure. The software displays the time required to load the proper sample volume into the cup.

ION Launches WiBand

ION Geophysical Corporation announced that its GX Technology data processing group has introduced a seismic

SOURCE / ИСТОЧНИК: ION

● Conventional processing (above).

WiBand processed image (below). ● Данные обработаны стандартным методом (вверху). ● После обработки WiBand (внизу).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Давление подается в бак через воздушный регулятор, установленный на передней панели. Нагнетательный насос для гелеобразного раствора – это триплексный насос высокого давления. Для обеспечения коррозионной стойкости, он изготовлен из нержавеющей стали. Насос приводится в действие редукторным электродвигателем, управляется частотным регулятором привода и может подавать 0-100 мл/мин. Для добавления кросс-линкера используется насос HPLC (низкой подачи при высоком давлении) из нержавеющей стали, рассчитанный на подачу 0-9,99 мл/мин. Две жидкости сначала смешиваются в тройнике малого объема, соединяющемся непосредственно с мульти-элементным кинетическим смесителем, а затем поступают в смеситель для тщательной гомогенизации. Далее перемешанные жидкости проходят через серию капилляров. Длина каждого капилляра составляет 120 футов (36,6 м), а внутренний диаметр – 0,085 дюйма (2,15 мм). С помощью селекторных клапанов на передней панели можно конфигурировать путь движения жидкости так, чтобы он включал один, два или три капилляра. В начале и конце каждого капилляра имеются датчики давления, что позволяет точно отслеживать поведение жидкости. Цифровые индикаторы на передней панели показывают каждое значение давления. Система может управляться вручную как автономное устройство, либо через программное обеспечение Chandler Engineering SHS. Эта программа отслеживает и записывает все измеряемые параметры, такие как скорость подачи насоса и давление. Программа показывает время, которое требуется для загрузки образца необходимого объема в чашку прибора.

Корпорация ION внедряет технологию WiBand ION Geophysical Corporation объявила о разработке новой технологии для обработки широкополосных данных при проведении сейсморазведки с привлечением типовой морской косы. Новая технология, разработанная специалистами подразделения по обработке данных компании GX Technology, получила название WiBand™. Технология предназначена для улучшения качества и разрешения изображений геологической среды. Данные изображения используются специалистами по интерпретации данных для повышения достоверности и обоснованности технических решений, принимаемых нефтегазодобывающими предприятиями. Врезы в амплитудно-частотной характеристике сигналов, возникающие в источниках и приемниках вследНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

11

SOURCE / ИСТОЧНИК: MICROSEISMIC

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

12

#9 September 2012

data processing technology that delivers broadband results for conventional “flat” streamer data. Known as WiBand™, this new technology delivers superior high resolution images that interpreters can use to help their E&P companies make more accurate and reliable technical decisions.

Source and receiver notches in the frequency spectrum resulting from free surface reflections, or “ghosts,” have traditionally limited resolution in the marine environment.

Significant industry interest has recently risen for broadband solutions to tackle this problem, but to date, these have not been applicable to conventional “flat” streamer data, which represents the vast majority of legacy data and much of the new data currently being acquired. WiBand processing technology uniquely tackles both the source and receiver ghosts to recover the full spectrum in data acquired using conventional towed streamers, delivering increased structural and stratigraphic detail and the potential for advanced processing techniques with the enhanced low frequencies.

Caption: New Data Processing Technique Provides Broadband Results for Conventional Streamer Data

ствие образования отражений от свободных поверхностей или волн-спутников, обычно приводят к снижению разрешения при регистрации данных в морских условиях. В последнее время отраслевые специалисты уделяют особое внимание широкополосным техническим решениям, которые позволяют устранить данную проблему. Однако до настоящего времени широкополосные технические решения не применялись для обработки данных, полученных с привлечением типовой «плоской» морской косы, которые составляют основную массу сейсмических данных, регистрируемых при проведении сейсморазведочных работ. Технология обработки данных WiBand™ позволяет подавлять и устранять волны-спутники на ПП и извлекать полный диапазон характеристик из данных, полученных при сейсморазведке с привлечением типовой буксируемой морской косы. Данная технология расширяет возможности анализа структурных и стратиграфических характеристик, а также позволяет применять более передовые методы обработки, предусматривающие усиление низкочастотного диапазона.

MicroSeismic, Inc. Next Generation of Services Provides Seismicity Monitoring

Новое поколение услуг MicroSeismic, Inc. обеспечит мониторинг сейсмичности

MicroSeismic, Inc. (MicroSeismic), a U.S. company, announced the introduction of new technologies and solutions with its next generations of services. The changes include an upgrade to the patented Passive Seismic Emission Tomography (PSET®) technology, introduction of Seismicity Monitoring services and the MicroSeismic Reservoir Intelligence (MRI) online portal, which will all be available Q3 2012.

MicroSeismic has upgraded its passive seismic monitoring, mapping and analysis process, called PSET® 4.0, to provide improved imaging and positioning of events and introduces three new services. PSET® VTI (Vertical Transverse Isotropy) has the ability to estimate and account for anisotropy. PSET® Alert enhances real time capabilities to automatically trigger alerts based on customer defined criteria. And, PSET® Viewer is available online through the MRI portal which allows customers to rapidly view their microseismic results in a 3D Viewer on their computer or tablet.

Along with the improvements to PSET®, MicroSeismic introduces its Seismicity Monitoring service, based on its proven and proprietary BuriedArray™ technology. Seismicity Monitoring provides customers a means to demonstrate that positive magnitude events which may occur as a result of nearby natural seismicity are unrelated with fracturing or wastewater activity. MicroSeismic’s near-surface buried arrays allow for on-going, low cost measurements of seismicity, whether on a single pad, ● PSET® Viewer is available across a township or over a online through the MRI portal. large region. ● PSET® Viewer доступен в Seismicity Monitoring is реальном времени через MRI. available for purchase immeFor more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Американская компания MicroSeismic, Inc. (MicroSeismic) объявила о внедрении новой технологии и решений для нового поколения предоставляемых услуг. Изменения включают модернизацию запатентованной технологии пассивной сейсмической эмиссионной томографии Passive Seismic Emission Tomography (PSET®), внедрение услуг по мониторингу сейсмичности Seismicity Monitoring и сетевой портал MicroSeismic Reservoir Intelligence (MRI). Все названные технологии и услуги появятся на рынке в третьем квартале 2012 года. Компания MicroSeismic усовершенствовала технологию пассивного сейсмического мониторинга, картирования и анализа PSET® 4.0 для обеспечения улучшенного отображения и определения положения объектов. Кроме того, компания предложила три новые услуги: PSET® VTI (Vertical Transverse Isotropy – вертикальная трансверсальная изотропия) позволяет оценивать и учитывать анизотропию; PSET® Alert («Предупреждение») повышает эффективность автоматического предупреждения в реальном времени на основе заданных заказчиком критериев; PSET® Viewer («Средство просмотра») доступно в реальном времени через портал MRI, что позволяет заказчикам оперативно просматривать результаты микросейсмики, используя 3D Viewer на своем компьютере или планшете. Наряду с усовершенствованиями, внесенными в систему PSET®, MicroSeismic предлагает услугу по мониторингу сейсмичности Seismicity Monitoring с использованием собственной технологии BuriedArray™. Услуга Seismicity Monitoring позволяет заказчику установить, что волны с положительной магнитудой, которые могут быть вызваны естественной сейсмичностью близлежащей местности, не связаны с гидроразрывом или действием промысловых сточных вод. Сейсмоприемники MicroSeismic размещаются близко к поверхности и позволяют проводить постоянные измерения сейсмичности без существенных затрат.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ diately. Other services will be rolled out to customers throughout Q3 2012.

SeaDarQ to Detect and Monitor Oil Spills

SOURCE / ИСТОЧНИК: NORTEK

Using high quality marine X-band radar, the Nortek oil spill detection system can detect and monitor oil slicks, highlight the affected area and predict the trajectory of spill movement. The key feature of SeaDarQ is a unique filtering technique sensitive to small signal differences allowing detection of small- sized spills. As a result, the SeaDarQ system with radar and vertically polarized antenna delivers accurate and real time data of oil spill position and movement.

Primary and secondary navigation radar can be employed for the majority of maritime applications. Radar specifications influence the performance of the system, and better results can be achieved with the SeaDarQ system when using more accurate radar. The SeaDarQ requires X-band radar, with an 8 feet or longer vertically polarised antenna on short pulse.

The oil spill detection system is capable of continuously monitoring oil spills during day and night time environments, and can be used to determine the spill area and to predict drift around the spill. The SeaDarQ software measures surface currents with an unlimited number of points, 360 degrees around the antenna.

To determine the area of the spill, SeaDarQ has developed a polygon, which can be drawn around the slick and details the affected surface in square kilometers.

Screen images can be saved or recorded within chosen time intervals in geotiff format. Raw radar lines are stored on a discs and available for later use to reproduce circumstances during an incident and cleanup operation.

Standby vessels from the European Marine Safety Agency and customers in Brazil, China, Italy and Dubai, as well as the well-known Dutch oil response vessel ARCA, are currently using the SeaDarQ system. SeaDarQ has been applied in monitoring salvage operations off Costa Concordia.

#9 September 2012

Измерения можно выполнять на отдельной площадке, на всей территории населенного пункта и даже на площадях еще большего размера. Услуга Seismicity Monitoring предлагается уже в настоящее время. Остальные услуги будут предложены клиентам в третьем квартале 2012 года.

SeaDarQ обнаружит утечки нефти

С использованием высококачественной морской радиолокационной установки диапазона X, система обнаружения разливов нефти компании Nortek может обнаруживать и отслеживать нефтяные пятна, выделять участки, подвергшиеся воздействию разлива, и прогнозировать траекторию движения загрязнения. Основной особенностью системы SeaDarQ является уникальная методика фильтрации, чувствительная к небольшим различиям сигнала, что позволяет обнаруживать разливы малого размера. В результате этого, система SeaDarQ, оснащенная радаром и антенной с вертикальной поляризацией, обеспечивает точные данные в реальном времени о расположении нефтяного пятна и его движении. В большинстве случаев на море может использоваться первичная или вторичная радиолокационная система. Спецификация радара определяет эффективность работы системы – система SeaDarQ достигает лучших результатов при использовании более точного радара. Для работы с системой SeaDarQ требуется радиолокационная установка диапазона X, с антенной длиной не менее 8 футов с вертикальной поляризацией на импульсах малой длительности. Система обнаружения разливов нефти способна непрерывно отслеживать разливы нефти, как в дневное, так и в ночное время, может определять площадь разлива, а также его дрейф. Программное обеспечение SeaDarQ измеряет поверхностные течения с неограниченным числом точек, на 360 градусов вокруг антенны. Для определения площади разлива, система SeaDarQ разработала полигон, который может быть очерчен вокруг пятна и показать пораженную поверхность в квадратных километрах. Изображения на экране можно сохранить или записать с выбранным временным интервалом в формате geotiff. Необработанные радиолокационные линии сохраняются на дисках и могут использоваться в дальнейшем для воспроизведения обстоятельств инцидента и операций по очистке территории. Текущие пользователи SeaDarQ – 8 дежурных судов Европейского агентства по морской безопасности и клиенты в Бразилии, Китае, Италии и Дубае, а также широко известное голландское судно для ликвидации разливов нефти ARCA. Пример из недавнего прошлого – это мониторинг спасательных операций при аварии судна Costa Concordia.

● The SeaDarQ requires X-band radar. ● Для работы с SeaDarQ требуется радиолокационная установка диапазона Х.

14

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

Oil&GasEURASIA

STATISTICS | СТАТИСТИКА Парк буровых установок в мире Worldwide Rig Counts Regions / Регионы

January / Январь

February / Февраль

Latin America / Латинская Америка

420

439

438

Europe / Европа

108

120

Africa / Африка

78

81

Middle East / Ближний Восток

311

Asia Pacific / АТР Canada / Канада

May / Май

June / Июнь

July / Июль

August / Август

423

457

435

415

417

109

118

118

115

110

118

89

80

83

106

105

111

311

312

312

318

400

401

388

254

253

244

245

249

229

233

227

577

706

492

158

133

227

307

316

U.S. / США

2 003

1 990

1 979

1 962

1 977

1 972

1 945

1913

Total World / В мире

3 751

3 900

3 663

3 298

3 335

3 484

3 516

3490

Regions / Регионы Latin America / Латинская Америка Europe / Европа Africa / Африка Middle East / Ближний Восток Asia Pacific / АТР (before 2009 – Far East / до 2009 – Дальний Восток) Canada / Канада U.S. / США Total World / В мире

March / Март April / Апрель

2002 214 88 58 201

2003 244 83 54 211

2004 290 70 48 230

2005 316 70 50 248

2006 324 77 58 238

2007 355 78 66 265

2008 384 98 65 280

2009 356 84 62 252

2010 383 94 83 265

2011 424 118 78 291

2012 431 115 92 344

171

177

197

225

228

241

252

243

269

256

242

266 831 1 829

372 1 032 2 174

369 1 190 2 395

458 1 380 2 746

470 1 648 3 043

343 1 768 3 116

379 1 878 3 336

221 1 086 2 304

351 1 541 2 985

423 1 875 3 465

365 1 968 3 555

SOURCE: BAKER HUGHES / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Top 5 Oil Producing States: Production and Reserves Топ 5 нефтедобывающих государств: добыча и запасы Country / Страна

Production, millions barrels per day (2011) Объем добычи, млн баррелей в день (2011)

Saudi Arabia / Саудовская Аравия Russian Federation / Российская Федерация United States / США China / Китай Iran / Иран 17. Kazakhstan / Казахстан

11,1 10,2 10,09 4,3 4,2 1,64

Reserves, billions barrels (2009) / Запасы, млрд баррелей (2009) 266 60 20 16 137 30

Source / Источник: U.S. Energy Information Administration

Oil, Petroleum, and Natural Gas Production in Kazakhstan Добыча нефти, нефтяного сырья и природного газа в Казахстане Index (1000 tons) Индекс (тыс. тонн) Crude Oil / Сырая нефть Petroleum (including gas condensate) / Нефтяное сырье (включая газовый конденсат) Coal / Уголь Gas / Газ

July / Июль 2012 5 680,6

June / Июнь 2012 5 545,7

Change for month (%) Изменение за месяц (%) 2,4

July / Июль 2011 5 239

Change for year (%) / Изменение в год 8,4

As of the beginning Total in 2011 2012 Всего в 2011 С начала 2012 39 014,1 67 735,4

6 768,8

6 597,7

2,5

6 260

8,1

46 436,2

80 039,1

8 718,5 909,4

7 696 861

13,2 5,6

8 474,3 745,2

2,8 22

64 449,1 6 089,3

116 343,1 9 370,8

Source / Источник: Statistics Agency of the Republic of Kazakhstan

16

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Top 5 Oil Companies in Kazakhstan by Production (2012) / Топ 5 нефтедобывающих компаний в Казахстане (2012) Company / Компания Tengizchevroil / Тенгизшевройл Karachaganak Petroleum / Карачаганак Петролеум KazMunaiGaz / КазМунайГаз CNPC-AktobeMunaiGaz / КННК-Актобемунайгаз MangistauMunaiGaz / МангистауМунайГаз

Volume of Oil and Condensate, tons / Объем нефти и конденсата, тонн >8 000 000 ~ 4 000 000 ~ 3 000 000 ~ 2 500 000 ~ 2 000 000

Source / Источник: Kazakh Information-Analytical Center of Oil and Gas

Largest Oil Fields in Kazakhstan / Крупнейшие нефтяные месторождения в Казахстане Field / Месторождение Operators / Владельцы

Estimated Reserves, billion barrels Оценочные резервы, млрд баррелей

Current Production, barrels per day Текущая добыча, баррелей в день

Start of Production Начало добычи

Discovery / Открытие месторождения

9-16

0

-

2000

6-9

450 000

1993

1979

9-48 tcf of gas

200 000

1984

1979

North Caspian Operation Company (NCOC) Tengizchevroil

Kashagan / Кашаган Tengiz / Тенгиз Karachaganak / Карачаганак

BG Group, Eni

Sources / Источник: Chevron, BG Group

Petroleum Export Routes from Kazakhstan and Associated Volumes (2011) Экспортные нефтяные маршруты из Казахстана и общие объемы (2011) Route / Маршрут Atyrau-Samara Pipeline / Трубопровод Атырау-Самара OGPZ Pipeline / Трубопровод ОГПЗ Caspian Pipeline Consortium / Каспийский трубопроводный Консорциум Atasu-Alashankoi (China) / Атасу-Алашанькоу (Китай) From Aktau Port (Shipped across Caspian Sea) / Из порта Актау (доставка через Каспийское море) Railroad / Железная дорога

Volume (million tons) / Объем (млн тонн) 15,427 1,211 28,439 10,894 7,965 7,423

Source / Источник: Kazakh Ministry of Oil and Gas

Kazakh Trade Flows, million USD (2010) / Казахские торговые потоки, млн USD (2010) Country / Страна People’s Republic of China / Китайская народная республика Russian Federation / Российская Федерация Germany / Германия

Export (2010) Экспорт (2010)

Export (2011) Экспорт (2011)

Import (2010) Импорт (2010)

Import (2011) Импорт (2011)

47 579,4

64 195,1

10 207

10 517,2

4 499,2

5 352,6

5 882

6 969,2

10 031,3

13 935,4

1 934,7

2 582,8

Source / Источник: Key Indicators for Asia and the Pacific 2012, Asian Development Bank

Key Indicators for China: Crude Oil (2010) / Ключевые индикаторы для Китая: сырая нефть (2010) Index / Показатель Production / добыча Export / Экспорт Import / Импорт Consumption / Потребление

Million tonnes / Млн тонн 203 41 294 432

Source / Источник: Asian Development Bank

China’s suppliers of Crude Oil Imports: January 2010 (latest data) Импорт китайской неочищенной нефти: январь 2010 (последние данные) Country / Страна Total / Всего Angola / Ангола Saudi Arabia / Саудовская Аравия Russia / Россия Kazakhstan / Казахстан Others / Другие

Million Tonnes / Млн тонн 17,12 3,36 2,91 1,27 .681 8,899

Change on Year (%) / Изменение в год 33,39 53,44 -7,25 41,96 52,17 -

Source / Источник: Chinaoilweb.com

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

17

GAS PRODUCTION

Lada Ponomareva Лада Пономарева

HEADING FOR THE TURONIAN GAS

New Gas Reservoirs are Being Developed in Russia

КУРС НА ТУРОНСКИЙ ГАЗ

В России осваиваются новые газовые пласты PHOTO / ФОТО: NORD STREAM

18

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

ДОБЫЧА ГАЗА

S

everneftgazprom appears to be closing in on its goal of increasing total gas production in 2012 up to 115 billion cubic meters at its Yuzhno-Russkoye field in Yamal. And that's just a start.

Severneftegazprom has been hard pressed to turn around declining production at Yuzhno-Russkoye considering the gas field's importance as the source of throughput into the Nordstream Pipeline to Europe.

But its first test well, which combines multi-directional drilling with dual completions technologies, foreign and domestic, has born first fruit in producing gas from shallow Turonian layers that until recently were ignored given their complexity.

Severneftegazprom and Nord Stream invited Oil&Gas Eurasia in summer to the Yuzhno-Russkoye field to show the results of its work, and those of the contractors involved in the project including: Halliburton, TyumenNIIgiprogaz, Gazprom Bureniye, Korvet, and the plant GROM (Tyumen).

Total reserves of the turonian gas of West Siberian fields amount to approximately 3 trillion cubic meters and the fields of this region provide the bulk of potential supplies for Russian gas exports to Europe (approximately 80 percent).

As the Cenomanian reservoirs (from which most of Russia's gas is produced) gradually deplete, further exploration and development of the more shallow Turonian level reserves are becoming a top-priority in Russia. Turonian rock is softer than shale, thus easier to produce than shale. But it is harder than the source rock found in Cenomanian layers. Thus, it presents its own problems.

Beginner's Luck

The project to produce gas from Turonian strata at Yuzhno-Russkoye field is currently in the “pilot” stage and is a first for Russia. Never before have Russian producers

К

омпания «Севернефтегазпром», оператор проекта по разработке Южно-Русского месторождения, расположенного в ЯНАО, приближается к новому показателю по добыче – накопленный объем газовой добычи может достигнуть порядка 115 млрд м3. И это пока только начало. На сегодняшний день важной задачей стало обеспечить ресурсную базу для экспортного газопровода «Северный Поток», по которому российский газ поступает в Европу. И одним из важнейших элементов этой ресурсной базы стало именно Южно-Русское месторождение. На месторождении «Севернефтегазпром» начал успешную реализацию пилотного для России проекта по добыче туронского газа. Для этого была построена экспериментальная скважина, для которой были использованы двухзабойная конструкция и многонаправленное бурение. Примечательно, что для этого проекта использовались не только зарубежные технологии (например, от американской компании Halliburton), но и отечественные. Это технологии таких компаний, как, например, «ТюменНИИгипрогаз», «Газпром бурение», «Корвет», завод «ГРОМ» и другие. Наш журнал «Нефть и газ Евразия» был приглашен компаниями Севернефтегазпром и Nord Stream посетить Южно-Русское месторождение, чтобы ознакомиться с результатами работы как самой компании-оператора, так и ее основных подрядчиков. Суммарный объем запасов туронского газа месторождений Западной Сибири составляет около 3 трлн м3, и месторождения этого региона являются основой ресурсной базы для экспорта российского газа в Европу (примерно 80%). Поскольку сеноманские пласты (из которых ведется основная добыча российского газа) постепенно истощаются, то дальнейшие изучение и разработка туронских залежей является первостепенной задачей для России.

● Table 1 ● Табл. 1

Comparative Analysis of Cenomanian and Turonian Reservoirs Сравнительная характеристика сеноманских и туронских залежей Options / Параметры

Yuzhno-Russkoye field Южно-Русское месторождение

The Yamal-Nenets Autonomous District fields’ average Средние по месторождениям ЯНАО

Turonian / Турон

Cenomanian / Сеноман

Turonian / Турон

Cenomanian / Сеноман

Occurrence depth (m) Глубина залегания, (м)

760-893

900-980

895-1248

710-1 350

Average effective gas height (m) Средняя газонасыщенная толщина, (м)

9,4

36

8,92

20-180

Phi/porosity fractions (%) Коэффициент пористости, (%)

27-28

33

27

31-34

Gas-saturation factor (%) Коэффициент газонасыщенности, (%)

48-56

75

55

65-79

Max production rate (thousand cubic meters per day) / Максимальный дебит скважины, (тыс. м³/сут)

216

650

90

500-1 500

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

19

#9 September 2012

GAS PRODUCTION

Gas Pools of West Siberian Fields Газовые залежи месторождений Западной Сибири The Turonian pools Туронские залежи

The Turonian pools are classified as hard-to-recover reserves. These formations are poorly explored and so far have not been commercially developed in Russia. Development of the Turonian formations is simpler and more economically efficient compared to the shale gas development, but the production complexity and required investment is higher compared to the Cenomanian pools being under development now.

Gas contains 97-99 percent methane and has no heavy admixtures. The occurrence depth is 750-1 050 meters, and gas content is 45-55 percent. Туронские залежи относят к трудноизвлекаемым запасам. Пласты слабо изучены и в России до настоящего времени промышленно не разрабатывались. Освоение пластов турона проще и выгоднее разработки сланцевого газа, но уровень сложности добычи и затратности несколько выше, чем у разрабатываемых залежей сеномана. Газ содержит 97-99% метана и не имеет тяжелых примесей. Глубина залегания составляет 750-1 050 м, а газонасыщенность 45-55%.

The Cenomanian pools Сеноманские залежи

The Cenomanian pools are explored to the highest degree and belong to socalled mature fields; Russia has a great experience of their development.

The occurrence depth is 900-1,200 meters; gas content in the reservoir is 70-90 percent, methan content 97-99%. Сеноманские залежи на данный момент находятся на поздней стадии разработки, наиболее разведаны, в России имеется большой опыт по разработке этих пластов. Глубина залегания составляет 900-1 200 м, газонасыщенность 70-90%, содержание метана 97-99%.

succeeded in tapping into these layers. There were several previous attempts to produce gas from Turonian reservoirs in Russia, but first experiments did not meet expectations. At Vyngapurovskoye and Lenskoye fields, Gazprom Dobycha Noyabrsk attempted to get to the Turonian zones using conventional vertical Cenomanian wells, which are traditional and optimal for the Cenomanian pools. But these were absolutely unsuitable for the Turonian because of the low production rates (approximately 10,000-18,000 cubic meters per day, which is significantly lower than the breakeven level in terms of ROI).

At that time, no one considered the option of either drilling directional and sub-horizontal wells (techniques which are now being used in the Yuzhno-Russkoye pilot project), or applying enhanced gas recovery technologies, so the projects on development of the gas fields were

20

The Neocomian pools Неокомские залежи

The Neocomian pools contain wet gas. It includes gas condensate, paraffin, naphthenic and other compounds. Formation temperature can reach 100-110 ºС. Reservoirs are located at the depth of 1,870-3,300 meters and are characterized by a complex geology, significant variability of the reservoir properties and often have oil fringes. Газ неокомских залежей является «жирным». В составе присутствует конденсат, парафиновые, нафтеновые и другие соединения. Пластовая температура может достигать 100110 ºС. Пласты расположены на глубине 1 870-3 300 м и характеризуются сложным геологическим строением, значительной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств коллектора и часто имеют нефтяные оторочки.

The Jurassic pools Юрские залежи

The Jurassic pools occur at the depth of 2,870-4,200 meters. They are characterized by significant variability and poor reservoir properties.

Gas contains 80-95 percent methane, 3-10 percent heavy hydrocarbons, 1-3 percent nitrogen and 0.1-2 percent carbon dioxide.

These pools contain approximately 13.6 percent of the initial total free gas in place in the Yamal-Nenets Autonomous District.

Exploration degree by С1+С2 categories is 12-17 percent of the initial total gas in place of the Jurassic reservoirs. Юрские залежи располагаются на глубине 2 870-4 200 м. Характеризуются значительной изменчивостью и низкими коллекторскими свойствами. В составе газа содержится 80-95% метана, 3-10% тяжелых углеводородов, 1-3% азота и 0,1-2% двуокиси углерода. Залежи составляют примерно 13,6% начальных суммарных ресурсов свободного газа ЯНАО. Степень изученности по категориям С1+С2 составляет 12-17% от начальных суммарных ресурсов юрских коллекторов.

Первый успех

Проект по добыче туронского газа в рамках разработки Южно-Русского месторождения называют «пилотным», так как именно он стал первым успешным опытом в России. Газ из турона в России уже пытались добывать и не один раз, однако первые эксперименты не оправдали своих надежд. Так, например, на Вынгапуровском и Ленском месторождениях ООО «Газпром добыча Ноябрьск» предпринимал технические решения по добыче туронского газа, используя стандартные вертикальные скважины, которые являются традиционными и эффективными для сеноманских залежей, но нецелесообразными для разработки турона. Связано это с низкими уровнями дебита – около 10-18 тыс. м³/сут, что значительно ниже уровня рентабельности. Метод строительства наклонно-направленных и субгоризонтальных скважин (на основе которых сейчас осуOil&GasEURASIA

THIS IS YOUR OPEN DOOR.

DREAM BIG You’ve been looking for a new way forward.

Now you have the freedom to explore it.

With a career in Oil and Gas Operations at Saudi Aramco, a global leader in the energy industry, you’ll get to work with world-class technology in an organization that thrives on its commitment to excellence. The scale of our operations and advanced technical environment will stretch your capabilities to the fullest. So the opportunities to learn and develop are endless. We have the model for generations of sustainable energy. But it all begins with a huge investment in your expertise. The limits to what you achieve are up to you. Learn more about the amazing rewards, lifestyle and benefits that come with a career at Saudi Aramco.

www.jobsataramco.eu uncommon opportunities

#9 September 2012

GAS PRODUCTION

Difficult is Not Impossible

The main difference between producing from the Cenomanian versus the Turonian is the degree of complexity of gas reserve recovery from these different formations.

The picture on page 20 shows data on the main parameters of gas from the Turonian and Cenomanian reservoirs.

The Cenomanian gas belongs to the Cenomanian stage of the Upper Cretaceous. This stage was formed approximately 97.5 million years ago and is located at a depth of 900-1,750 meters. The Cenomanian reserves are classified as the easiest-to-recover, since their reservoirs are formed by sandstone compacted at a high pressure, which in turn predetermines a high productive capacity of the reservoir.

The Turonian gas occurrence is shallower – 750-1 050 meters, but the source rock is composed of the sandstone with a high content of dense rock admixtures (shale, siltstone),

ществляется проект опытно-промышленного освоения туронской залежи на Южно-Русском месторождении) и применения технологий по повышению интенсификации добычи пласта тогда никем не рассматривался, и проекты по разработке газовых месторождений в буквальном смысле «остановились» на сеномане. Для начала предполагалось полностью выработать верхние пласты, а потом приниматься за более глубокие. Однако потребность в сырье заставила скорректировать эти планы, так как объемы добычи из сеноманских залежей постепенно снижаются. Также сыграл свою роль тот фактор, что Южно-Русское месторождение было определено в качестве основы ресурсной базы для экспортного газопровода «Северный Поток», по которому российский газ поступает по дну Балтийского моря в Германию и далее в Европу. Инвесторов привлекли огромные запасы месторождения, относящегося к категории уникальных. К слову, Крайний Север стал настоящим «туронским краем» – объемы того же Южно-Русского месторождения оцениваются в 300 млрд м³ газа, а Харампурского (лицензия принадлежит дочернему предприятию «Роснефти» – «РН-Пурнеф тегаз») – более 800 млрд м³. Туронские залежи – это примерно 10-15% от общих запасов месторождений Крайнего Севера.

3 трлн м³ газа– это лишь очень примерная оценка потенциала газоносности туронских отложений Западной Сибири.

Сложно, но возможно

Главное различие между сеноманскими и туронскими залежами – разная степень сложности добычи запасов из этих пластов. На стр. 20 приведены данные по основным параметрам газа из туронских и сеноманских пластов. Газ сеноманских залежей относится к сеноманскому ярусу верхнего отдела меловой системы. Ярус образовался примерно 97,5 млн лет назад и находится на глубине 900-1 750 м. Сеноманские газовые залежи относятся к самым легкоизвлекаемым запасам. Коллектора сеномана сложены слабоцементированными песчаниками, алев-

● Industrial Complex of Yuzhno-Russkoye field. ● Промышленный комплекс Южно-Русского месторождения.

22

Oil&GasEURASIA

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

literally focused only on the Cenomanian. It was planned initially to exploit the upper zones and later switch over to the deeper ones. However, due to the demand for hydrocarbons, these plans were corrected as the production from the Cenomanian pools went into deeper decline.

A key factor was that the Yuzhno-Russkoye field was selected as the mineral resource base for the Nord Stream gas pipeline, by which Russian gas is transported along the Baltic Sea bed to Germany and farther to Europe. Investors took an interest in the great volume of reserves of this unique field.

And in Russia's Far North, there appears to be a lot of Turonian gas. The volume of Turonian gas in the YuzhnoRusskoye field exceeds 300 billion cubic meters. In the Kharampurskoye field to the south of Yuzhno-Russkoye (the license belongs to the Rosneft subsidiary RN-Purneftegaz) there is 800 billion cubic meters. The Turonian deposits contain approximately 10-15 percent of the total reserves of Russia's Far North fields. Three trillion cubic meters is a very rough estimate of the total gas resources of West Siberia.

#9 September 2012

GAS PRODUCTION which significantly reduces gas recovery. On top of that, the commercial production of the Turonian gas was impeded by the low reservoir

Old hole, D=245 mm Основной ствол, d=245 мм

Design of Experimental Dual Bottomhole Well №174

Основной ствол оснащен эксплуатационной колонной диаметром 245 мм, в состав которой входит фильтр того же диаметра. В боковой ствол спущен хвостовик диаметром 168 мм. В основном стволе размещена система заканчивания скважины, предназначенная для раздельной эксплуатации объектов по двум колоннам НКТ диаметром 73 мм.

Lateral Hole Screen d=168 mm Фильтр бокового ствола d=168 мм Tubing packer of the old hole Пакер НКТ основного ствола

T1

T2 The old hole screen, D=245 Фильтр основного ствола, d=245 мм

properties, permeability and gas saturation. Development of the Turonian pools entails the following problems: ● Poorer reservoir properties and, as a consequence, low well productivity; ● Significant reservoir heterogeneity and facial variability along the section and area-wise, which complicates the process of insuring uninhibited gas flow from the source rock; ● Low formation temperature and abnormally high formation pressure which requires well operation in hydrated mode.

Cenomanian and Turonian gas is classified as “dry” – it consists of pure methane by 97-99 percent

ролитами и их неконсолидированными разностями – песками и алевролитами. Глубина залегания туронского газа немного меньше – 750-1 050 м, однако пласты коллектора сложены песчаниками и алевролитами с большим содержанием глинистой составляющей, что значительно снижает проницаемость пласта и его газоотдачу. ● ухудшенные коллекторские свойства пластов и, как следствие, низкая продуктивность скважин; ● значительная неоднородность коллекторов и их фациальная изменчивость по разрезу и по площади, что затрудняет отработку запасов газа в объеме залежи; ● сложные термобарические условия в пласте, которые определяют эксплуатацию скважин в гидратном режиме. Газ сеноманских и туронских залежей относят к «сухому» газу – он на 97-99% состоит из чистого метана и не содержит тяжелых примесей, что не только облегчает его переработку, но и, соответственно, повышает рентабельность добычи и дальнейшей реализации. Разработка сеноманской газовой залежи на ЮжноРусском месторождении показала высокую технологическую и экономическую эффективность за счет высокой продуктивности газосодержащих коллекторов и применения новых технологий. Разработка туронских залежей, конечно, повлекла за собой определенную экономическую нагрузку, однако теперь, когда у компании появились необходимые технологии и опыт, полномасштабное освоение турона – дело времени.

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

● Switch valve station. ● Пункт переключающей арматуры.

24

● Fig. 1 ● Рис. 1

Tubing in the old and lateral holes, D=73 mm НКТ в основном и боковом стволах, d=73 мм

The main borehole is equipped with a 245-mm production casing including a screen pipe of the same diameter. A 168-mm liner is run into the lateral hole. The main borehole has a well completion system intended for separate production from two zones through two 73-mm tubing strings.

Конструкция двухзабойной экспериментальной скважины №174

Lateral hole, D=168 mm Боковой ствол, d=168 мм

Уникальный опыт №174

Опытно-промышленная разработка турона началась на экспериментальной скважине №174. Скважина представляет собой двухзабойную конструкцию с пологим окончанием и с разветвленной архитектурой стволов, которая обеспечивает достаточно большой радиус дренирования и эффективную отработку запасов газа по разрезу (см. рис. 1). Такое строение скважины позволяет добывать газ сразу из двух горизонтов Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

and contains no heavy admixtures, which not only facilitates processing, but also improves the efficiency of production and further marketing.

The composition of gas from the Yuzhno-Russkoye field is ideal. Thanks to the Cenomanian gas volumes and high productive capacity of the reservoir, the Company reached planned production levels of 25 billion cubic meters per year in 2010. By adding the Turonian reserves, Severneftegazprom expects to move that target this year to 26 billion cubic meters and even further when a second well is drilled in 2013.

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

ДОБЫЧА ГАЗА

The Unique Experience №174

Pilot development of the Turonian was started on experimental well № 174. This well has a dual lateral design with low-angle bottomhole sections, which provides sufficient drainage radius and efficient recovery of the gas reserves along the section (see Fig. 1). This well design makes it possible to produce gas simultaneously from two reservoirs – Cenomanian and Turonian. It provides the opportunity to use one infrastructure for “double” production, which enables a significant cost reduction – the company is saving mostly on the lease of land area used for field development. From the ecological standpoint, humancaused impact on the environment is also decreased.

The uniqueness of the Yuzhno-Russkoye field project is that the company’s specialists used the “one site – two wells” principle.

As stated above, Severneftegazprom undertook the task of the maximum possible application of the domestic experience in realization of their projects.

“We are trying to use the equipment and services of domestic companies to the maximum degree, and construction of the Turonian well made no exception, though this well appeared to be unique for Russia. <…> However, within the framework of the project, we had to use a well completion system of the global oilfield services company Halliburton. A domestic company, e.g.

Sibburmash (Tyumen), could undertake development of similar technology, but this work would take at least three to four years, without any guarantee of success of the tests. Meanwhile, using foreign technology for this project with account for appropriate engineering support appeared to be cheaper in any case,” noted ● Fig. 2 ● Рис. 2

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Gas field manager Marat Khusnullin demonstrates Flowline 3, where

the gas from Well №174 is delivered. ● Начальник газового промысла Марат Хуснуллин демонстрирует шлейф №3, куда поступает газ из туронской скважины №174. туронской газовой залежи, причем совершенно независимо друг от друга. Также появляется возможность использовать одну инфраструктуру под «двойную» добычу, что обуславливает значительное снижение затрат – главным образом, это экономия компании на аренде земли, занимаемой под разработку месторождения. В экологическом плане снижается также и техногенное воздействие на окружающую природу. Уникальность проекта освоения Южно-Русского месторождения заключается в том, что специалисты компании использовали принцип одного выстрела для двух целей – то есть «одна площадка – две скважины». Изначально «Севернефтегазпром» ставил перед собой задачу использования в проекте максимальной доли отечественного опыта для реализации такого проекта. «Мы стараемся по максимуму задействовать оборудование и услуги отечественных предприятий. Строительство туронской скважины не стало здесь исключением, хотя для России она оказалась уникальной. <…> Впрочем, в рамках проекта нам все-таки пришлось воспользоваться системой заканчивания скважин американской компании Halliburton. За освоение аналогичной технологии могло бы взяться, например, тюменское ОАО „Сиббурмаш“, но на ее разработку ушло бы как минимум три-четыре года, и не было никаких гарантий, что испытания пройдут успешно. И это при том, что в данном случае привлечение импортной технологии, с учетом соответствующего инженерного сопровождения, в любом случае оказывалось дешевле», – отметил начальник отдела бурения компании Евгений Давыдов. Для подрядных работ «Севернефтегазпром» приглашал ряд отечественных компаний, среди них: «ТюменНИИгипрогаз», которая подготовила технический проект, «Газпром бурение» (буровые работы), «Корвет» (г. Курган) совместно с «Севернефтегазпромом» изготовила уникальную дуальную фонтанную арматуру, которая задействована для совместно-раздельной эксплуатации двух горизонтов. Спайдер-элеватор для одновременного спуска в забой двух лифтов разработал завод «ГРОМ» (г. Тюмень).

25

#9 September 2012

Evgeny Davydov, head of the drilling department at Severneftegazprom.

Severneftegazprom contracted a number of domestic companies including the following: TyumenNIIgiprogaz which prepared a detailed engineering design for the field, Gazprom Bureniye (drilling operations), Korvet (Kurgan) which jointly with Severneftegazprom manufactured a unique dual christmas tree used for commingled production from two zones. A spider-elevator for simultaneous running of two strings of tubing was designed by the plant GROM (Tyumen).

However, expertise of foreign companies appeared to be of some use for the project. Halliburton provided its system of dual completion which is designed for independent production from different zones through separate strings of 73-mm tubing. This system enables completion and survey operations separately in each hole of a multilateral well, and also enables separate access through the tubing to the main and lateral holes of the multilateral well. This same technology was applied for construction of the first Russian experimental dual bottomhole well №174 with low-angle bottomhole sections intended for Turonian pool development.

“Previous experience of the Turonian gas production showed that application of vertical wells (traditional for the Cenomanian zones) was not efficient due to low production rates, therefore it was necessary to look for innovative engineering solutions,” explained Stanislav Tsygankov. “We decided in favor of drilling of a dual bottomhole subhorizontal well with low-angle bottomhole sections. This experience is unique both in respect of the well design and the use of a special dual christmas tree and a spider-elevator for simultaneous running to two tubing strings in the well. Nobody has done this before.”

Next year, under the project on the further development of the Turonian pool in this field, it is planned to drill a single bottomhole production well №184. At present, there is a total of 143 wells operating at the YuzhnoRusskoye field.

26

Но опыт зарубежных компаний также оказался полезным для проекта. Так, американская Halliburton предоставила для месторождения свою систему двухрядного заканчивания скважин, которая предназначена для раздельной эксплуатации объектов по отдельным колоннам НКТ диаметром 73 мм. Эта система позволяет выполнять работы по освоению и исследованию отдельно в каждом стволе МЗС (многозабойная скважина), а также делает возможным раздельный доступ через НКТ в основной и боковой стволы МЗС в процессе освоения и последующей эксплуатации. Именно эта технология и была использована при строительстве первой в России экспериментальной двухзабойной скважины с пологим окончанием № 174 для освоения туронской залежи. «Как показали опыты по добыче туронского газа в прошлом, его разработка с помощью бурения традиционных для сеномана вертикальных скважин неэффективна из-за низких дебитов, а значит нужно было искать инновационные технологические решения, – объясняет Станислав Цыганков. – Мы остановились на бурении двухзабойной субгоризонтальной скважины с пологим окончанием. Этот опыт можно без преувеличения назвать уникальным как в отношении конструкции скважины, так и в отношении примененной специальной дуальной фонтанной арматуры и спайдер-элеватора для одновременного спуска в скважину двух лифтов НКТ. Ранее этого не делал никто». В следующем году, в рамках проекта по дальнейшей разработке туронской залежи на месторождении планируется строительство эксплуатационной однозабойной скважины №184 с восходящим профилем окончания ствола. Весь фонд Южно-Русского месторождения на сегодняшний день составляет 143 скважины. ● Hookup. ● «Обвязка» скважины на кусте.

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

● Well flaring. ● Отжиг скважинной продукции на факел куста.

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

GAS PRODUCTION

Oil&GasEURASIA

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

№9 Сентябрь 2012

ДОБЫЧА ГАЗА

● Deputy Chairman of the Management Committee of Gazprom,

Chairman of Severneftegazprom’s Board of Directors Alexander Medvedev on the eve of Turonian well launch ceremony. ● Заместитель Председателя Правления ОАО «Газпром», Председатель Совета директоров ОАО «Севернефтегазпром» А. И. Медведев накануне торжественной церемонии запуска туронской скважины.

New Starting Point

It is especially noteworthy that all operations at the field have been fulfilled in a very short period of time. Commercial operation of the Yuzhno-Russkoye field was started in 2007, while the construction of the field facilities and infrastructure on the whole was started only in 2006.

In 2010, gas production from the pool already reached the planned level of 25 billion cubic meters a year. In May 2012 the total gas production was increased uo to 100 billion cubic meters. By the end of this year this figure could reach 115 billion cubic meters. Fig. 2 shows the gas production profile for the Yuzhno-Russkoye field. After 2020 the production of Cenomanian gas decline will begin, the plateau will be maintained due to the start of development of the Turonian pool.

In the future Company wants to produce about 5-8 billion cubic meters of Turonian gas per year. So, it will be possible to extend the level of the maximum production of 25 billion cubic meters until 2025–2030.

However, at present all these forecasts are very approximate. According to some estimates, Actual numbers will depend on current annual volumes and on the general geological situation at the field.

But it is clear that the age of easy and cheap gas is over. So now comes the transition to the new stage of development of the gas industry, which involves field development in exstremely complex geological and natural-climatic conditions.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новый этап

По-настоящему заслуживает внимания и тот факт, что вся работа на месторождении выполнялась в самые короткие сроки. В промышленную эксплуатацию Южно-Русское месторождение было запущено в 2007 году. И это при том, что его обустройство и создание всей инфраструктуры было начато только в 2006 году. Уже в 2010 году добыча на объекте достигла проектной мощности в 25 млрд м³ газа в год. В мае этого года накопленный объем добычи газа на месторождении достиг 100 млрд м³. К концу этого года компания планирует достигнуть суммарного объема добычи около 115 млрд м³. На рис. 2 представлена динамика добычи газа на Южно-Русском месторождении. После 2020 года начнется снижение добычи сеноманского газа, но стабильный уровень добычи можно будет поддержать за счет введения в эксплуатацию туронской залежи. В будущем компания рассчитывает на добычу около 5-8 млрд м³ туронского газа в год. Таким образом, полку добычи в 25 млрд м³ можно будет продлить вплоть до 2025–2030 годов. Все эти прогнозы остаются на данный момент очень примерными. Реальные показатели будут зависеть от многих факторов. Однако совершенно ясно, что эпоха легкого и дешевого газа закончилась. и что сейчас наступает переход к новому этапу развития газовой промышленности, который предполагает освоение месторождений в более сложных геологических и природно-климатических условиях.

27

KAZAKHSTAN

Sizing Up a New Big Brother

Kazakhstan Plays out "Come Here, Go Away" Strategy with China, Inc.

Рядом с Большим Братом

Игра Казахстана с Китаем: «Уходи – значит останься» Ben Priddy

Бен Придди

In the 21 years since the Soviet breakup, Kazakhstan has had to continually refocus its policy making to insure its independence.

Initially it needed to distance itself from Russia, but soon that evolved into a multivector approach that included not only new allies but Russia as well. Afterall, Russia was Kazakhstan’s No. 1 trading partner throughout much of the post Soviet period; and landlocked as it is, Kazakhstan needed Russian transit routes to export its oil and gas.

На протяжении двадцати одного года с момента распада Советского Союза Казахстану постоянно приходилось менять политический вектор для того, чтобы обеспечить независимость. Сначала ему нужно было дистанцироваться от России, но довольно скоро проявился многовекторный подход, который охватывал не только новых партнеров, но и Россию. В сущности, на протяжении большей части пост-советского периода Россия была для Казахстана торговым партнером номер один, и он нуждался в российском транзите для экспорта нефти и газа.

To minimize the shadow of “Big Brother”, Kazakhstan made as many friends as it could, hence the multi-vector concept coined by western policy analysts. Kazakhstan invited in Western international oil companies (IOCs) to gain political leverage from the West. When the IOCs started to flex their muscles, Astana created a counter balance by welcoming in China.

The result? Kazakhstan today has two “Big Brothers” – Russia to the north and China to the South, in what appears to be a game changer for Central Asia. China as of 2010 surpassed Russia as Kazakhstan’s No. 1 trading partner and today controls a little less than a third of Kazakhstan’s oil production.

Kazakhstan’s next move? Resource nationalism

Для того, чтобы не быть в тени «Большого Брата», Казахстан постарался приобрести как можно больше друзей, то есть следовать политике многовекторности, сформулированной западными политологами. Казахстан пригласил международные нефтяные компании (МНК) для политического баланса с Западом. Но как только западные компании начали «демонстрировать силу», в Астане поспешили создать контрбаланс, пригласив Китай. Каков же результат? Сегодня у Казахстана два «Больших Брата» – Россия на севере и Китай на юге, меняющий условия игры в Центральной Азии. С 2010 года Китаю удается обойти Россию и занять место торгового партнера Казахстана номер один, при этом сегодня под контролем «Поднебесной» немногим менее трети добычи казахстанской нефти. Следующий шаг Казахстана – «Ресурсный национализм»

28

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

A

КАЗАХСТАН

t last year’s KIOGE, Kazakh Prime Minister Karim Massimov stated that Kazakhstan plays a vital role in global energy security, encouraging “the diversification of transport routes of energy resources to end markets,” and acting as an important energy partner to regional economies.

But despite the country’s geographic proximity to, and strong historical ties with Russia, the real story behind Kazakhstan’s current energy market and geopolitical challenges is how the operations of Chinese national oil companies (NOCs) are affecting those of Western international oil companies (IOCs). Growing Chinese presence doesn’t necessarily mean rising competition with IOCs. But it does have implications for changing Kazakhstan’s domestic energy policy, which will affect IOC oil projects.

Western IOCs have traditionally enjoyed a tremendous advantage over NOCs due to their greater access to capital markets, more efficient operating strategies, and higher operating cash flows. However, due to the global financial crisis and declining access to capital in the West, they are facing a formidable competitor in China over future access to new fields around the world, including in Kazakhstan. China’s growing use of its enormous foreign currency reserves to acquire overseas energy assets, and the rise of resource nationalism in many producer countries, potentially spells trouble for Western IOCs and their current operations.

Chinese NOCs account for between 25-30 percent of all oil production in Kazakhstan today. China has expanded its presence in Kazakhstan by investing in an east-west pipeline to supply oil to the country’s Xinjiang Province with oil from fields in Western Kazakhstan, securing stakes in two of Kazakhstan’s three oil refineries – Shymkent and Aktau – and acquiring a number of smaller oil fields throughout the country over the past decade.

Over the long run, however, Chinese oil production in Kazakshtan will likely be balanced by Russian and Western participation in dominant Kazakh energy projects, especially after Kashagan comes online. Russia remains an important trade partner to Kazakhstan, particularly in light of the establishment of the Customs Union in 2010, and economic ties between the two countries are likely to increase as a result, perhaps in part to counteract the increased trade flows between Kazakhstan and China. Kazakhstan’s main export pipeline – the Caspian Pipeline Consortium (CPC) – also creates a lasting physical link with Russia.

CPC is jointly owned by Russian and Kazakh national oil companies, as well as a number of IOCs, binding the

Н

а прошлогодней ежегодной выставке-конференции в Казахстане, посвященной вопросам добычи, переработки и дальнейшего использования нефти и газа (KIOGE), премьер-министр Казахстана Карим Масимов заявил, что Казахстан играет жизненно важную роль в обеспечении глобальной энергетической безопасности, стимулируя «диверсификацию маршрутов транспортировки энергетических ресурсов на конечные рынки», а также выступает в качестве важного энергетического партнера для региональных экономик. Однако, несмотря на географическую близость страны к России и наличие сильных исторических связей, реальной оценкой существующего энергетического рынка Казахстана и геополитических проблем, является то, каким образом действия национальных нефтяных компаний (ННК) Китая влияют на деятельность западных международных нефтяных компаний (МНК). Растущее присутствие Китая не обязательно означает обострение конкуренции с представителями западного нефтяного бизнеса, но это определенно будет иметь последствия в виде изменений внутренней энергетической политики Казахстана, что затронет нефтяные проекты, в которых участвуют западные транснациональные нефтяные компании. В сравнении с ННК западные МНК традиционно имеют огромное преимущество, связанное с их более широким доступом к рынку капитала, более эффективным стратегическим действиям, а также более значительному операционному потоку денежных средств. Однако, учитывая глобальный финансовый кризис и ограничение доступа к капиталу на Западе, в лице Китая МНК получили грозного конкурента на получение будущего доступа к новым месторождениям во всем мире, включая и Казахстан. Все более широкое использование Китаем своих огромных валютных резервов для приобретения зарубежных энергетических активов, а также рост «ресурсного национализма» во многих странахнефтедобытчиках, предвещает возможные неприятности для МНК и их текущей деятельности. На сегодняшний день ННК Китая обеспечивают 25-30% добычи нефти на территории Казахстана. За последние десять лет Китай расширил свое присутствие в Казахстане путем инвестиций в трубопровод в востока на запад, который обеспечит поставки нефти от месторождений Западного Казахстана в провинцию Синьцзян, приобретения доли в двух из трех нефтеперерабатывающих предприятий Казахстана, заводов в Шымкенте и Актау, а также путем приобретения ряда более мелких нефтяных месторождений.

● Chinese President Hu Jintao (left)

and Kazakhstan President Nursultan Nazarbayev (right) confer in Beijing at the Shanghai Cooperation Organization June meeting. ● Президент Китая Ху Цзиньтао (слева)и Президент Казахстана Нурсултан Назарбаев (справа) совещаются в Пекине на июньском заседании Шанхайской организации сотрудничества.

PHOTO: ITAR-TASS / ФОТО: ИТАР-ТАСС

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

29

#9 September 2012

KAZAKHSTAN List of Major Projects / Список основных проектов Project Name / Название проекта Abai Block / Абай Блок Arman / Арман Atash Zhambai Yuzhny and Yuzhnoye Zaburunye / Жамбай Южный и Южное Забурунье

Karachaganak / Карачаганак

Karakuduk (Black Well) Каракудук (Блэк Вэлл) Khvalynskoye / Хвалынское Kumkol / Кумколь

Partners / Партнеры KazMunaiGas, Statoil / КазМунайГаз, Статойл Shell, Mittal Investments, LUKOIL Overseas / Шeлл, Миттал Инвестментс, ЛУКОЙЛ Оверсиз KazMunayTeniz, LUKOIL overseas Shelf B.V. / КазМунайТениз, ЛУКОЙЛ Оверсиз Шельф Б.В.

KazMunayTeniz, Repsol Exploration Kazakhstan S.A., Caspian Investments Zhambai LLP / Жамбай ЛЛП Zhambai B.V. / КазМунайТениз, Репсол Эксплорейшн Казахстан С. А., Каспиан Инвестментс Жамбай Б. В.

KazMunaiGas, Agip Karachaganak B.V., Texaco International Petroleum Karachaganak Petroleum Company, BG Exploration and Production Limited, LUKOIL / КазМунаГаз, Operating B.V. (KPO) Агип Карачаганак Б. В., Техас Интернешнл Петролиум Компани, БГ Казахстан Петролеум Эксплорейшн энд Продакшн Лимитэд, ЛУКОЙЛ Оперэйтинг Б. В. (КПО) LUKOIL Overseas / ЛУКОЙЛ Оверсиз Caspian Oil and Gas Company Каспиан Ойл энд Газ Компани Turgai Petroleum JV Тургай Петролеум ЖВ

KazMunaiGas, LUKOIL, Total / КазМунайГаз, ЛУКОЙЛ, Тотал CNPC, LUKOIL Overseas / КНПК, ЛУКОЙЛ Оверсиз KazMunaiGas (through subsidiary Kazmunaiteniz), Rosneft (through subsidiary Rosneft-Kazakhstan) / КазМунайГаз (через дочерние Казмунайтениз), Роснефть (через дочерние Роснефть-Казахстан)

Mangistaumunaigas JSC (around 15 projects with main Kalamkas and Zhetybai oil) Мангистаумунайгаз ЖСК (около 15 проектов с основными месторождениями в Каламкасе и Жетыбае)

N/A / Нет данных

KazMunaiGas and CNPC Exploration and Development Company Ltd. both thorough Mangistau Investments B.V. / КазМунайГаз и СНПС Эксплорейшн энд Дэвэлопмент Компани ЛТД через Магнистау Инвестментс Б. В.

N Block / Неизвестный блок

N Operating Company Неизвестный оператор

North Caspian Sea Production Sharing Agreement (Kashagan) Соглашение о разделе добычи на Северном Каспийском море (Кашаган)

North Caspian Operating Company B.V. / Норс Каспиан Оперэйтинг Компани Б. В.

Pearls (Zhemchuzhina) Жемчуг (Жемчужина) Satpayev / Сатпаев Tengizchevroil / Тэнгизчевроил Tyub-Karagan / Тюб-Караган

Caspian Meruerty Operating Company B.V. / Каспиан Меруерты Операйтинг Компани Б. В.

Satpayev Operating LLP Сатпаев Операйтинг ЛЛП Tengizchevroil LLP Тэенгизчевроил ЛЛП Tyub-Karagan Operating Company B.V. / Тюб-Караган Операйтинг Компани Б. В.

interests of all of these companies – Russian and Western – in Kazakhstan over the long term. The CPC is currently undergoing an expansion that is intended to provide additional transportation capacity for increased future production of Kazakh crude, according to Chevron, who owns a 15 percent stake in the project. Western oil companies still control Kazakhstan’s big three – Tengiz, Karachaganak, and Kashagan. And after Kashagan comes online sometime over the next few years, Western IOCs will experience a significant increase in production relative to Chinese NOCs.

30

Mittal Investments, LUKOIL Overseas / Миттал Инвестментс, ЛУКОЙЛ Оверсиз

Kurmangazy Petroleum LLP Курмангазы Петролеум ЛЛП

Kurmangazy / Курмангазы

SOURCE / ИСТОЧНИК: MORGAN LEWIS

Operator / Оператор N/A / Нет данных LUKOIL Overseas / ЛУКОЙЛ Оверсиз Atash Company LLP / Аташ Компани ЛЛП

KazMunaiGas, ConocoPhillips, Mubadala / КазМунайГаз, КоносоФиллипс, Мубадала KMG Kashagan B.V., Agip Caspian Sea B.V., ExxonMobil Kazakhstan Inc., Shell Kazakhstan Development B.V., Total E&P Kazakhstan, Inpex North Caspian Sea, Ltd., ConocoPhillips North Caspian Ltd. / КМГ Кашаган Б. В., Агип Каспиан Си Б. В., ЭксонМобил Казахстан Инкорпорейтед, Шелл Казахстан Дэвэлопмент Б. В., Тотал И&П Казахстан, Инпекс Норс Каспиан Си, КонокоФиллипс Норс Каспиан Си KazMunayTeniz, Shell RD Offshore Ventures Limited, Oman Pearls Company Limited / КазМунайТениз, Шелл РД Оффшо Вентурес Лимитэд, Оман Пеарлс Компани Лимитэд KazMunaiGas, ONGC Videsh Limited / КазМунайГаз, ОНЖС Видеш Лимитэд KazMunaiGas, Chevron Overseas, ExxonMobil, LukArco / КазМунайГаз, Чеврон Оверсиз, Эксонмобил, ЛукАрко KazMunayTeniz, LUKOIL overseas Shelf B.V. КазМунайТениз, ЛУКОЙЛ Оверсиз Шельф Б.В.

Тем не менее, в долгосрочной перспективе является вероятным, что добыча нефти в Казахстане, осуществляемая Китаем, будет уравновешена участием в энергетических проектах нефтяных компаний России и Запада, особенно после введения в эксплуатацию месторождения Кашаган. Россия остается важным торговым партнером Казахстана, особенно в свете создания в 2010 году Таможенного союза, результатом чего явилось упрочнение экономических связей между двумя странами, что, возможно, частично уменьшит оборот торговли между Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

КАЗАХСТАН

Resource Nationalism ‘Kazakh-Style’ In its annual Business Risk Report: Mining and Metals 2011-2012, Ernst & Young labels resource nationalism as the biggest business risk for extractive industries over this two year period. Citing the quick rebound of these sectors from the global financial crisis, analysts at the consulting company claim that they are increasingly becoming targets for new tax legislation “to help restore treasury conditions” in producer countries. Prior to this, and as part of the growing phenomenon of resource nationalism, concerns over ‘Dutch Disease’ in resource rich countries have provided ways for governments to increase taxes on extractive industries, as well as push for greater say in managing their energy industries. “Governments worldwide have also been looking to increase local participation in projects and we think that this trend will only increase,” according to Ernst & Young.

Over the past several years, the Kazakh government has employed tactics designed to strengthen the government’s ability to influence decision-making in the energy industry and increase its economic rent from domestic resource extraction. “Resource nationalism [in Kazakhstan] is an issue. Opposition and current public figures alike mention all the time the unfavorable contracts signed

by Kazakhstan [in the 1990s],” says Dr. Nygmet Ibadildin of KIMEP University in Almaty.

Many Kazakhs view the landmark deals signed with Western oil companies in the 1990s as favoring IOCs, particularly because prices for oil at that time were significantly lower than they are today. The Kazakh government has traditionally stated that the country didn’t possess the technical know-how and general awareness of how the energy industry worked in the 1990s. As a result, they claim that they were forced to sign contracts under adverse conditions.

The Kazakh government doesn’t just go in and expropriate energy assets owned by foreign oil companies, however. In order to “keep property rights stable and enforce contracts,” the government finds its way into energy projects like Kashagan and Tengiz through its national oil companies, explains Ibadildin.

To facilitate this process, the Kazakh parliament has passed a number of laws regarding local labor content and subsoil use that are aimed at protecting the state’s national interest in mineral extraction industries. One in particular, the Law of Subsoil and Subsoil Use, passed in June 2010, gives the state “preemptive and priority rights” over other entities in the purchase of subsoil rights. The state, through its national oil companies, reserves the right to purchase subsoil rights in projects that it deems critical to the national interest.

“I would call this soft resource nationalism…IOCs still are competitive in this environment because taxes are still comparatively low, and the state is much more in favor of foreign capital,” according to Ibadildin. But fines for environmental violations and new taxes have nonetheless been levied against international oil companies and foreign national oil companies alike at an increasing pace, reminiscent of some of the tactics employed by the Russian government in the past that encouraged foreign owners to sell a majority stake in projects to state-owned oil and gas companies. Much of these policies enjoy strong national support.

The main concerns over rising Chinese participation in Kazakh energy projects are of a social and political nature, coinciding with the rise of resource nationalism in Kazakhstan. Will Kazakhstan be able to balance Chinese energy operations with its own interests in gaining greater control over domestic energy developments, and influence over the allocation of economic rents from resource extraction? What implications does this hold for Western IOCs?

Domestic Pressures Resulting from the Rise of China Three factors initially drove Chinese investment in Kazakh energy, according to Dr. Nygmet Ibadildin, lecturer at KIMEP University in Almaty: the country’s fundamental economic need for foreign oil to satisfy growing domestic Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Казахстаном и Китаем. Основной экспортный трубопровод Казахстана – Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) – также создает прочную физическую связь с Россией. КТК находится в совместной собственности России и ННК Казахстана, а также ряда МНК, что в долгосрочной перспективе связывает российские и западные интересы в Казахстане. В настоящее время ведутся работы по увеличению пропускной способности каспийского трубопровода в расчете на будущее увеличение добычи сырой нефти в Казахстане компанией Chevron, которая владеет 15% в этом проекте. Западные нефтяные компании все еще контролируют «большую тройку» месторождений Казахстана – Тенгиз, Караганчак и Кашаган. После полного ввода в эксплуатацию месторождения Кашаган, которое произойдет через несколько лет, западные МНК значительно увеличат объемы добычи в сравнении с ННК Китая. Основные проблемы, касающиеся растущего участия Китая в энергетических проектах Казахстана, носят социальный и политический характер, совпадая с ростом в Казахстане ресурсного национализма. Сможет ли Казахстан сбалансировать действия Китая в области энергоресурсов со своими собственными интересами, которые выражаются в получении большего контроля над развитием внутренней энергетической базы и влиянии на распределение экономической ренты от добычи ресурсов? Какими будут последствия для западных МНК?

Внутренние затруднения как результат роста влияния Китая В соответствии с утверждением доктора Нигмета Ибадилдина, лектора университета КИМЭП города Алматы, инвестиции Китая в добычу энергетических ресурсов в Казахстане были обусловлены тремя изначальными факторами: фундаментальной потребностью в иностранной нефти для удовлетворения растущего внутреннего потребления; относительной пассивностью России в инвестировании в энергетическую базу Казахстана; проблемами западных МНК в технически сложной разработке месторождения Кашаган. В рамках своей экономической стратегии «выхода», которая реализовывается в течение последнего десятилетия, китайское правительство поощряет свои ННК инвестировать средства в энергетические активы стран всего мира, что позволит удовлетворить растущий внутренний спрос на нефть, а также уменьшить давление, которое создается снижением темпов внутренней добычи и чрезмерной зависимостью от импорта нефти из стран Ближнего Востока. Тем не менее, констатирует Ибадилдин, отношение Казахстана, что касается китайских инвестиций в энергетический сектор страны, постепенно изменилось с момента прихода Китая после 2000 года. Китайские энергетические компании изначально расценивались как «противовес Соединенным Штатам и России», говорит Ибадилдин. В то время, как утверждает он, «россияне и китайцы были среди опоздавших, технологически и, возможно, финансово слабее (нежели их конкуренты с Запада)». Китайские компании вошли на казахский энергетический рынок путем приобретения нескольких небольших месторождений на западе Казахстана и вложили средства в трубопровод с востока на запад для долгосрочного экспорта казахской сырой нефти в западный регион Китая. ННК Китая часто предлагали более

31

#9 September 2012

KAZAKHSTAN

China’s Strategies to Acquire Overseas Oil and Gas Assets China faces an energy security dilemma resulting from its rapidly increasing domestic demand for oil, declining rates of domestic oil production, and overreliance on oil imports from a politically volatile region. To alleviate threats to its energy supply, the Chinese government has embraced two energy strategies.

First, it has encouraged national oil companies to expand upstream investment activities globally; either by acquiring direct ownership of energy reserves through concessionary agreements, or by cooperating with international or local companies in upstream production activities. A second strategy has served to increase China’s soft power influence around the world, in addition to securing it access to oil supplies from producer countries. China’s Export and Import Bank (Exim) has provided a number of ‘loans-for-oil’ - ‘soft’ loans with low interest rates – in exchange for contracted oil supplies or a share in oil assets as repayment. These loans are often likely larger and cheaper than ones that might be offered by Western- or Russian-backed development banks.

China has made a number of large ‘loans-for-oil’ since the economic downturn, including one to Kazakhstan that granted it ownership rights to energy company assets in February 2009. China’s Exim Bank lent the state-owned Development Bank of Kazakhstan $5 billion, while China’s National Petroleum Corporation (CNPC) provided another $5 billion loan to KazMunaiGaz (KMG) to finance a number of oil projects. CNPC’s loan gave Chinese oil firms a 50 percent stake in MangistauMunaiGaz, the biggest private oil and gas company in Kazakhstan at the time. In addition to this, CNPC was given rights to half of the oil to be produced by MMG, the other 50 percent going to KazMunaiGas. According to U.S. Energy Information Administration (EIA) estimates, Chinese NOCs have extended ‘loans-for-oil’ amounting to over $90 billion with countries around the world.

Since 2008, China has enjoyed a key advantage over global competitors in oil and gas asset acquisitions: unparalleled foreign currency reserves. As global asset prices fell following the economic downturn in 2008, China took advantage of the higher purchasing power of its foreign currency reserves to increase its acquisition of assets overseas. In Kazakhstan, leading NOCs like CNPC and the China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) have purchased from between 50-100% stakes in fifteen energy companies. Today, Chinese companies are responsible for approximately 25%-30% of upstream production in Kazakhstan, are active in 20 joint ventures – five of which are with KazMunaiGas – and hold shares in the Atyrau and Shymkent refineries.

The EIA estimates that since 2009, Chinese NOCs have purchased assets in the Middle East, Canada, and Latin America, investing approximately $28 billion for direct acquisition of these assets from other companies. The Asian Development Bank projects that Chinese international reserves at the end of 2010 totaled over $2.8 trillion.

consumption requirements; Russia’s relative investment passivity in Kazakh energy; and Western oil companies’ challenges in developing the technically complex Kashagan field. As part of its energy “going-out” strategy of the past decade (see sidebar one), the Chinese government has encouraged its national oil companies to invest in energy assets in countries around the globe to satisfy its increasing domestic demand for oil, and to alleviate pressures created by the declining rates of domestic oil production and overreliance on oil imports from the Middle East.

However, Ibadildin states that Kazakh attitudes towards Chinese investment in the country’s energy sectors have gradually changed since China’s arrival around 2000. Chinese energy companies were originally considered a “counterweight to the United States and Russia,” says Ibadildin. “The Russians and Chinese were latecomers, technologically and perhaps financially weaker [than their

32

высокие предложения цен на многих торгах, в борьбе за казахские энергетические запасы, нежели другие компании, изначально подталкивая административные органы Казахстана в сторону расширения сотрудничества с китайскими ННК. Тем не менее, привлекательные картины ведения бизнеса китайских компаний уступили место ощущению настойчивости, так как Китай быстро увеличил свой объем энергетических активов в Казахстане. Правительство Казахстана начало проявлять нерешительность в вопросах предоставления китайским ННК такой же свободы инвестиций, как это было ранее, так как национальные интересы контроля природными богатствами ширились среди руководства страны. Китай начал «покупать все возможные проекты, на различных стадиях развития – даже недоразведанные (месторождения – прим. ред.) или же месторождения с сомнительными запасами», говорит Ибадилдин. Самые успешные для Китая торги на основной актив Казахстана состоялись в 2006 году, в результате чего Китайская национальная нефтегазовая корпорация (CNPC) приобрела акции компании «ПетроКазахстан», которая находится в совместном владении с компанией «КазМунайГаз» из Казахстана. По словам Ибадилдина, во время торгов за акции «ПетроКазахстан» ходили слухи, что казахские и российские компании договорились конкурировать друг с другом с целью завышения цены на акции ввиду интереса Китая. «Внимание общественности в отношении рабочих стратегий также росло. Относительно различные аспекты, таких как возможное увеличение миграции, (приобретений – прим. ред.) земли и границ, (вопросов – прим. ред.) нефтедобычи и занятости», – объясняет д-р Ибадилдин. Китайские национальные нефтяные компании традиционно отдавали предпочтение найму своих собственных рабочих для казахских нефтяных проектов, что привело к растущему недовольству среди местных работников в связи с более высокими заработными платами китайских рабочих – вопрос, который, как кажется, не будет решен в ближайшем будущем. Не далее как в августе 2012 года, в ответ на запрос Казахстана на увеличение закупок пшеницы, власти Китая выдвинули встречное предложение по увеличению импорта пшеницы в обмен на смягчение визового режима для мигрирующих работников из Китая. По словам Ибадилдина, «занятость в местном масштабе и доминирование поставщиков являются темами очень важного вопроса». Таким образом, на данный момент для китайских ННК слишком мало возможностей для того, чтобы обогнать конкурирующие западные нефтяные компании в Казахстане, существует все более растущая возможность того, что присутствие китайских компаний приведет к все более растущему отечественному давлению, что может повлиять на будущие инвестиции в энергетические секторы Казахстана. Примет ли, например, Казахстан более жесткое трудовое право и законы в отношении оборудования для влияния на работы западных МНК и китайских ННК над энергетическими проектами в Казахстане?

Казахстанский «ресурсный национализм»

Действующее трудовое право Казахстана требует от МНК принимать на работу определенный процент местных сотрудников во время реализации своих энергетических проектов. Один пункт трудового права, например, требует от МНК нанимать 70% высшего руководства в Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

Western counterparts]” at that time, according to Ibadildin.

The Chinese entered the Kazakh energy market by acquiring a number of smaller fields in western Kazakhstan and investing in an east-west pipeline for long-term exports of Kazakh crude to western China. Chinese NOCs often offered higher bidding prices in many tenders for Kazakh energy assets than other companies, originally attracting Kazakh authorities to increase cooperation with Chinese national oil companies. However, favorable views of China soon gave way to a sense of urgency in Kazakhstan, as the Chinese rapidly increased their energy asset holdings in the country.

The Kazakh government grew more hesitant to allow Chinese national oil companies as much free opportunity to invest as before, as national interests to control the country’s resource wealth grew within the Kazakh government. The Chinese had begun “to buy all possible projects, at different stages of development – even underexplored [deposits], or those with questionable reserves,” Ibadildin states. China’s most successful bid for a major Kazakh oil asset came in 2006, with CNPC’s acquisition of shares in PetroKazakhstan, which is jointly owned by a subsidiary of Kazakhstan’s KazMunaiGas. During the bidding for PetroKazakhstan, there were rumors that Kazakh and Russian oil companies agreed to compete against each other in order to drive up the price for shares in light of Chinese interest, according to Ibadildin.

Social concerns also arose regarding Chinese operating strategies. “Public concerns [in Kazakhstan] are great about Chinese influence. All the different aspects like possible increased migration, land and boundary [acquisitions], oil and employment [issues],” explains Dr. Ibadildin.

Chinese NOCs have traditionally favored employing their own laborers in Kazakh oil projects, leading to growing discontent among local laborers over the higher wages paid to Chinese workers – an issue that doesn’t seem to be going away anytime soon. As recently as August 2012, in response to a Kazakh request to increase purchases of wheat stocks, Chinese officials offered a counterproposal to increase wheat imports from Kazakhstan in exchange for a more lenient visa regime for migrant Chinese workers.

“Employment in the local scale and dominance of suppliers is a matter of great concern,” according to Ibadildin.

Thus, while there is little potential for Chinese national oil companies to overtake rival Western oil companies in Kazakhstan, there is growing potential that the Chinese presence will lead to increased domestic pressures that might affect future investment in the Kazakh energy sectors. Will, for example, Kazakhstan enact stricter labor and equipment laws to govern IOCs and NOCs operations in Kazakh energy projects?

Kazakh Resource Nationalism

Current local content labor laws in Kazakhstan require IOCs to employ a certain percentage of local workers in their energy projects. One stipulation of the labor law, for example, requires IOCs to staff 70 percent of its upper management in Kazakhstan with Kazakh workers; 90 percent of skilled workers (e.g. engineers) must also be Kazakh; and 100 percent of unskilled workers employed in the oil and gas fields must be Kazakh nationals. Due to the difficult nature of finding qualified laborers needed for the highly technical Kashagan field, as well as for the expansion phases of Tengiz and Karachaganak, all three of these fields have

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КАЗАХСТАН

Страгегия Китая по приобетению нефтегазовых активов за рубежом Китай сталкивается с проблемой энергетической безопасности, связанной с быстрым ростом внутреннего спроса на нефть, снижением темпов добычи нефти внутри страны и чрезмерной зависимости от импорта нефти из политически нестабильного региона. Для того, чтобы обеспечить бесперебойные поставки энергоресурсов, китайское правительство приняло две энергетические стратегии. В первую очередь, правительство призвало национальные нефтяные компании расширить инвестиции в добычу в глобальном масштабе: либо путем долевого участия в концессионных соглашениях, либо путем сотрудничества с международными или местными компаниями в области добычи. Вторая стратегия послужила постепенному увеличению влияния Китая в мире, в дополнение к его обеспечению доступа к поставкам нефти из стран-производителей. Экспортно-импортный банк Китая (Эксимбанк) предоставил ряд «кредитов в обмен на нефть» – льготные кредиты с низкими процентными ставками – в обмен на поставки нефти по контракту или доли в нефтяных активах в счет погашения. Объемы этих кредитов и их условия зачастую больше и выгоднее, чем у займов, которые могут быть предложены западными или российскими банками развития. С момента экономического спада Китай предоставил ряд крупных «кредитов в обмен на нефть», в том числе один – Казахстану, обеспечив ему право собственности на активы компании энергетического сектора в феврале 2009 года. Эксимбанк Китая предоставил государственному Банку развития Казахстана (БРК) $5 млрд, в то время как Китайская национальная нефтегазовая корпорация (CNPC), предоставила еще $5 млрд кредита «КазМунайГазу» (КМГ) для финансирования ряда нефтяных проектов. Кредиты CNPC обеспечили китайским нефтяным компаниям 50-процентную долю в «Мангистаумунайгазе» (ММГ), крупнейшей в то время частной нефтегазовой компании в Республике Казахстан. В дополнение к этому, CNPC получила право на половину нефти, добываемой ММГ, тогда как остальные 50% доставались «КазМунайГазу». По данным Службы энергетической информации США (EIA), общий объем «кредитов в обмен на нефть» составляет более чем $90 млрд по всему миру. С 2008 года Китай пользуется ключевым преимуществом перед конкурентами в глобальных приобретениях нефтегазовых активов: беспрецедентными валютными резервами. Как только мировые цены активов снизились после экономического спада в 2008 году, Китай воспользовался повышением покупательной способности своих валютных резервов, чтобы увеличить приобретение активов за рубежом. Такими ведущими национальными нефтяными компаниями (ННК), как CNPC и Китайская национальная морская нефтяная корпорация (CNOOC), в Казахстане были приобретены 50-100% доли в пятнадцати энергетических компаниях. Сегодня в ведении китайских компаний находится примерно 25-30% добычи в Казахстане, они принимают активное участие в двадцати совместных предприятиях, пять из которых – с «КазМунайГазом», и держат акции НПЗ в Атырау и Шымкенте. По оценкам EIA, с 2009 года китайские ННК приобрели активы на Ближнем Востоке, в Канаде и Латинской Америке, инвестировав около $28 млрд в прямое приобретение этих активов у других компаний. Согласно данным Азиатского банка развития, объем запасов Китая по всему миру на конец 2010 года составил более $2,8 трлн.

Казахстане из местных сотрудников; 90% квалифицированных рабочих (например, инженеров) должны также быть из Казахстана; и 100% разнорабочих, нанимаемых для работы на месторождениях нефти и газа, должны иметь гражданство Казахстана. В связи с тем, что найти квалифицированных работников для высокотехничного Кашаганского месторождения, а также для растущих месторождений Тенгиз и Караганчак, очень трудно, выполнение всех этих трех положений было отсрочено до 2015 года. А китайские ННК продолжили нанимать намного больше своих собственных, китайских сотрудников, нежели местных. Содержание местных законов также регулирует приобретения оборудования для энергетических проек-

33

#9 September 2012

KAZAKHSTAN

«Ресурсный национализм» по-казахстански

В ежегодном «Отчете по бизнес-рискам: горнодобывающая промышленность и металлы 2011-2012» компании Ernst&Young «ресурсный национализм» обозначен как важнейший для добывающих отраслей промышленности бизнес-риск за последние два года. Отмечая быстрое восстановление отраслей после мирового финансового кризиса, аналитики консалтинговой компании утверждают, что они все чаще становятся «мишенями» налогового регулирования, «чтобы помочь в восстановлении казны» в странах-производителях. До этого, как проявление набирающего силу явления «ресурсного национализма», обеспокоенность по поводу «голландской болезни» в богатых ресурсами странах обеспечила правительству способы увеличения налогов для добывающих отраслей, а также способствовала его более активному участию в управлении энергетической отраслью. «Правительства по всему миру также планируют увеличить свое региональное участие в проектах, и мы считаем, что эта тенденция будет только усиливаться», - отмечают в Ernst & Young. В последние несколько лет правительство Казахстана использовало тактику, направленную на укрепление способности правительства оказывать влияние на принятие решений в энергетической отрасли и повышение ее экономической ренты от внутренней добычи ресурсов. «“Ресурсный национализм” (в Казахстане – прим. ред.) является проблемой. Оппозиция и общественные деятели постоянно говорят о невыгодных контрактах, подписанных Казахстаном (в 1990-х годах – прим. ред.)», - говорит доктор Нигмет Ибадилдин из университета КИМЭП в Алматы. Многие казахстанцы считают, что сделки, заключенные с западными нефтяными компаниями в 1990-х годах, были в пользу международных нефтяных компаний (МНК). Такое мнение сложилось, в частности, потому, что цены на нефть в то время были значительно ниже, чем сегодня. Правительство Казахстана, как обычно, заявило, что страна не располагала техническими ноухау и общим пониманием того, как энергетика работала в 1990-х. В результате, оно утверждает, что было вынуждено подписать контракты на невыгодных для себя условиях.

Однако правительство Казахстана не то чтобы просто экспроприирует энергетические активы, принадлежащие иностранным нефтяным компаниям. Для того, чтобы «сохранить стабильное право собственности и исполнения условий контрактов», правительство находит пути в такие энергетические проекты, как Кашаган и Тенгиз, через свои национальные нефтяные компании, поясняет Ибадилдин. Чтобы облегчить этот процесс, казахский парламент принял ряд законов, касающихся трудоемкости и недропользования, направленных на защиту национальных интересов государства в отрасли добычи полезных ископаемых. В частности, один закон «О недрах и недропользовании», принятый в июне 2010 года, дает государству «преимущественное и приоритетное право» перед другими лицами на покупку прав на недропользование. Через свои национальные нефтяные компании (ННК) государство оставляет за собой право на приобретение права недропользования в проектах, которые оно сочтет решающими для национальных интересов. «Я бы назвал это “ресурным национализмом” в мягкой степени... МНК по-прежнему конкурентоспособны в этой среде, потому что налоги все еще сравнительно низкие, и государство в значительной степени предпочитает иностранный капитал», - пишет Ибадилдин. Но штрафы за экологические нарушения и новые налоги, тем не менее, взимались с МНК с нарастающими темпами, напоминая некоторые из стратегий правительства России в прошлом, вынуждающих иностранных владельцев продавать контрольные пакеты акций в проектах государственным нефтяным и газовым компаниям. И такие меры находят довольно сильную поддержку среди населения.

OL ULT IM A CASTR X CR IT IC A L

PE RF O

RM

AN

CE 34

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

been given exemptions until 2015. And Chinese NOCs have continued to employ a greater number of Chinese nationals than local laborers.

Local content laws also govern equipment purchases for energy projects in Kazakhstan. The Subsoil Law of 2010 requires subsoil users to purchase a certain percentage of their equipment from Kazakh producers. If, for example, the subsoil user violates this law, the government may reserve the right to terminate the subsoil use contract early.

Chinese NOCs have found ways around these laws by, for example, purchasing equipment from Chinese companies, bypassing customs checks by importing the equipment unassembled, and labeling it ‘Kazakh equipment’ after reassembling the parts upon arrival in Kazakhstan.

The future legal environment governing Kazakh energy sectors and subsoil use is a wild card factor in the Kazakh energy equation. Will the Kazakh government begin to enact stricter laws regulating subsoil use and local content to attempt to reign in the Chinese further? And, if so, will this have negative implications for Western IOCs operating in Kazakhstan? The lack of public information and ability to foresee how the Kazakh government will react to changing conditions make it impossible to predict how IOC operations will be affected. Western oil companies will likely retain their dominant positions relative to Chinese NOCs in Kazakh oil production over the long run, but this fact doesn’t preclude the possibility that IOCs will face a more restrictive legal environment.

КАЗАХСТАН тов на территории Казахстана. Закон о недрах 2010 года требует от недропользователей покупать определенный процент их оборудования у казахстанских производителей. Если, например, недропользователь нарушает этот закон, правительство имеет право досрочно прекратить действие контракта на использование недр. Китайские ННК нашли пути обхода этого закона, например, закупая оборудование у китайских компаний, обходя таможенный контроль путем импортирования оборудования в разобранном виде и маркируя его «Оборудование для Казахстана», а затем собирая оборудование по прибытию в Казахстан. Будущая законодательная среда, регулирующая энергетические секторы и использование недр Казахстана, будет неизвестной в этом казахстанском уравнении. Примет ли правительство Казахстана более суровые законы, регулирующие использование недр и занятость местного населения в попытке управлять китайским бизнесом в будущем? А если так, будет ли это негативно влиять на работу западных МНК в Казахстане? Нехватка публичной информации и способности предугадать то, как правительство Казахстана будет реагировать на изменяющиеся условия, позволит прогнозировать то, как будут затронуты интересы МНК. Западные нефтяные компании скорее всего удержат свои превалирующие позиции в отношении китайских ННК в сфере добычи казахстанской нефти на долгое время, но этот факт не исключает возможности того, что МНК столкнутся с более строгой законодательной средой.

THE LIQUID ENGINEER DELIVERING MAXIMUM RELIABILITY. CASTROL ULTIMAX IS AN INITIATIVE FROM CASTROL OFFSHORE THAT BRINGS TOGETHER OUR HIGHEST PERFORMING PRODUCTS, OUR SPECIALIST INDUSTRY EXPERTISE, AND THE ASSURANCE OF 30 YEARS AS A LEADER IN THE OFFSHORE INDUSTRY, TO DELIVER MAXIMUM RELIABILITY TO ALL OUR CUSTOMERS’ CRITICAL EQUIPMENT.

PLEASE SCAN THIS QR CODE INTO YOUR MOBILE DEVICE Нефть и ГазЕВРАЗИЯ FOR MORE INFORMATION ON CASTROL ULTIMAX

www.castrol.com/offshore

35

KAZAKHSTAN

RK Passes а New Trunk Pipeline Law В Казахстане принят новый Закон о магистральных трубопроводах

Aset Shyngyssov, Bauyrzhan Adirbekov, Asem Bakenova, Vladimir Shuster

Асет Шингизов, Баюржан Адирбеков, Асем Бакенова, Владимир Шустер

fter many changes, extensive negotiations, and numerous interim drafts, the Republic of Kazakhstan (RK) enacted a Trunk Pipeline Law (Pipeline Law) that came into effect on 3 July 2012. It is the first distinct RK law governing trunk pipelines.

Previously, the construction, ownership, and operation of trunk pipelines were regulated by a number of different laws, such as the Subsoil Use Law, the Petroleum Law, and various statutory provisions. The recently adopted Pipeline Law is meant to provide a new unified legislative base for the construction, ownership, and operation of trunk pipelines and is a further step in the RK government’s effort to exert control over strategic areas of the RK economy.

RK will have a priority right to an interest of no less than 51 percent in new trunk pipeline projects. The priority right allows RK to jointly participate with investors in the creation and/or construction of new trunk pipelines.

To enable the state (the Government) to exercise its priority right, an investor intending to construct a new trunk pipeline must submit its commercial proposal concerning RK’s participation in trunk pipeline construction to the Ministry of Oil and Gas (MOG).

The investor’s proposal should include (i) information regarding the cost of the project, along with details on how the cost was calculated and (ii) technical characteristics of the trunk pipeline.

The Government has 30 working days after receipt of the commercial offer from the MOG to exercise its priority right. The MOG will then notify the investor of RK’s decision within five business days from when it is taken. If RK waives its priority right or the MOG does not timely notify the investor, the investor is permitted to participate, develop, and construct the trunk pipeline

осле многих изменений, масштабных переговоров и многочисленных промежуточных проектов Республика Казахстан (РК) приняла Закон о магистральных трубопроводах. Новый Закон о трубопроводах, который вступил в силу 3 июля 2012 года, является первым четким законом РК, регулирующим эксплуатацию магистральных трубопроводов. Раньше строительство, владение и эксплуатация магистральных трубопроводов регулировались рядом разных законов, таких как Закон о недропользовании, Закон о нефти и различными законоположениями. Предполагается, что недавно принятый Закон о трубопроводах явится новой единой законодательной базой для строительства, владения и эксплуатации магистральных трубопроводов и станет еще одним шагом в деятельности правительства РК по контролю за стратегическими направлениями экономики РК. РК будет иметь приоритетное право на долю в новых проектах по строительству магистральных трубопроводов, в размере не менее 51%. Приоритетное право позволяет РК совместно с инвесторами участвовать в проектировании и/или строительстве новых магистральных трубопроводов. Для того, чтобы государство (в лице правительства) могло осуществить свое приоритетное право, инвестор, намеревающийся построить новый магистральный трубопровод, должен предоставить в Министерство нефти и газа (МНГ) свое коммерческое предложение касательно участия РК в строительстве магистрального трубопровода. Предложение инвестора должно включать: (i) информацию о стоимости проекта наряду с детализацией расчета такой стоимости и (ii) технические характеристики магистрального трубопровода. У правительства есть 30 рабочих дней с даты получения коммерческого предложения из МНГ для

A

36

П

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

independently or with any other party on terms and conditions not more favorable than those offered to RK. While RK will pursue its interests through a national company, it is unclear whether it's priority right to participate in trunk pipeline “projects” means it has a priority right to acquire an interest (shares) in legal entities that own trunk or to-thetrunk pipelines. It is safe to assume, however, that the intent of lawmakers was to extend RK priority right to both share and asset deals. Time will tell how this rule will be applied in practice.

The Pipeline Law also suggests that RK’s priority right is not fixed at 51 percent or more.

Rather, the government may also choose to have less than a 51 percent participation in a trunk pipeline project. This gives RK some options as to the amount of its interest, which may benefit investors.

It is not yet clear under the Pipeline Law what role RK will have in financing projects. The Pipeline Law does not address many issues like these and there may not be a clear picture of how certain provisions of the Pipeline Law will work until the necessary supporting rules and regulations have been adopted.

The only exemption to RK’s priority right is in relation to the expansion of existing trunk pipelines. At this point, it is not clear how broadly this exemption may be interpreted and applied.

For example, will the exemption apply only to trunk pipeline extensions that are physically connected to an existing pipeline? If not, will it be applied to new trunk pipelines that are jointly owned but not actually physically connected? Or will it apply to the reorganization (e.g., merger) of legal entities resulting in the expansion of a trunk pipeline? It is clear, however, that existing trunk pipelines, such as the Caspian Pipeline Consortium, will be “grandfathered” and so will benefit from this exemption.

The Pipeline Law also does not address existing transit and/or cross-border international trunk pipelines that run through RK. It is reasonable to assume that such trunk pipeline projects are also exempt from RK’s priority right under the relevant international treaties.

The Pipeline Law reflects provisions of the Civil Code and National Security Law that give RK approval and priority rights over trunk pipelines and direct or indirect interest in “strategic objects” – assets of strategic importance to RK that may have an impact on its national security. Provisions of the Pipeline Law that relate to priority right over strategic assets have existed since 2007.

The Pipeline Law requires the participation of a Kazakh national services operater in all projects that either the RK, the national management holding company, or a national company directly or indirectly owns 50 percent or more of the shares or participatory interest. However, the Goverment may authorize another legal entity to provide such services in order to comply with Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КАЗАХСТАН

Morgan Lewis Authors Авторы

Aset Shyngyssov, Managing Partner, Almaty Асет Шингизов, управляющий партнер, Алматы +7 727 250 7575 ashyngyssov@morganlewis.com

Bauyrzhan Adirbekov, Associate, Almaty Баюржан Адирбеков, партнер, Алматы +7 727 250 7575 badirbekov@morganlewis.com

Asem Bakenova, Associate, Almaty Асем Бакенова, партнер, Алматы +7 727 250 7575 abakenova@morganlewis.com

Vladimir Shuster, Associate, Almaty Владимир Шустер, партнер, Алматы +7 727 250 7575 vshuster@morganlewis.com

осуществления своего приоритетного права. Затем МНГ уведомляет инвестора о решении, принятом РК, в течение пяти рабочих дней с даты его принятия. В случае если РК отказывается от своего приоритетного права, либо МНГ не направляет своевременного уведомления инвестору, такому инвестору разрешается участвовать, проектировать и строить магистральный трубопровод самостоятельно или совместно с любой другой стороной на условиях не более выгодных, чем условия, которые были предложены РК. Поскольку РК будет реализовывать свой интерес через государственную компанию, то остается неясным, означает ли приоритетное право РК на участие в «проектах» по строительству магистральных трубопроводов ее право на приобретение доли (акций) в юридических лицах, являющихся владельцами магистральных трубопроводов или трубопроводов, врезаемых в магистраль. Однако можно с уверенностью предположить, что намерением составителей закона было распространить приоритетное право РК как на сделки с ценными бумагами, так и на сделки с активами. Время покажет, как это правило будет реализовано на практике. Закон о трубопроводах также предполагает, что приоритетное право РК не зафиксировано на уровне 51% или более. Правительство вправе выбрать менее 51% участия в проектах по строительству магистральных трубопроводов. Это дает РК некоторую возможность варьировать долю своего участия в пользу инвесторов. Кроме того, из Закона о трубопроводах пока неясно, какую роль РК будет играть в финансировании проектов. В Законе о трубопроводах ничего не сказано о многих аспектах такого рода, он не даст четкой картины о том, как будут работать отдельные положения Закона о трубопроводах до тех пор, пока не будут приняты необходимые подзаконные акты и положения. Единственное исключение из приоритетного права РК составляет расширение существующих магистральных трубопроводов. В этом вопросе неясно, насколько широко может интерпретироваться и применяться такое исключение. К примеру, будет ли это исключение распространяться только на расширение магистральных трубопроводов, которые физически врезаны в существующие трубопроводы? Если нет, то будет ли оно рас-

37

#9 September 2012

LEGISLATION

пространяться, в том числе, на новые магистральные трубопроводы, находящиеся в совместном владении, но фактически не имеющие физической врезки, или на реорганизацию (например, слияние) юридических лиц в результате расширения магистрального трубопровода? Однако понятно, что существующие магистральные трубопроводы, такие, как Каспийский трубопроводный консорциум, будут действовать на основе уже существующих норм и, следовательно, выиграют от такого расширения. В Законе о трубопроводах также не затрагиваются существующие транзитные и/или трансграничные международные магистральные трубопроводы, которые проходят через РК. Было бы разумно предположить, что такие проекты по строительству магистральных трубопроводов должны быть также исключены из приоритетного права РК в силу соответствующих международных договоров. Закон о трубопроводах является зеркальным отражением Гражданского кодекса и Закона о национальной безопасности, которые дают РК право санкционирования и приоритетные права в связи с отчуждением магистральных трубопроводов и прямой или опосредованной долей в «стратегических объектах» – собственности, имеющей стратегическое значение для РК, которая может повлиять на ее национальную безопасность. Положения Закона о трубопроводах, относящиеся к приоритетному праву РК касательно магистральных трубопроводов, являющихся стратегическими объектами, не новы и действуют уже с 2007 года. Закон о трубопроводах предусматривает, что для магистральных трубопроводов, в которых РК, государственная управляющая холдинговая компания или государственная компания прямо или косвенно владеет 50% или более акций или долевого участия, услуги по эксплуатации должны оказываться государственный эксплуатирующей компанией РК, кроме случаев, когда правительство принимает решение о передаче полномочий другому юридическому лицу (в котором РК, государственная управляющая холдинговая компания или государственная компания владеет 50% или более акций или долевого участия) для оказания таких услуг с целью исполнения условий международных договоров. Таким образом, в Законе о трубопроводах признается доминирующий статус ратифицированных международных договоров по сравнению с внутренним законом; поэтому, если международный договор наделяет правами эксплуатирующей компании сторону, не являющуюся государственной эксплуатирующей компанией, то правило 50%-го долевого участия РК не действует. Осуществление Республикой Казахстан своего права назначать эксплуатирующую компанию может подрывать коммерческие соглашения между сторонами, которые не ратифицировали международные договоры или межфирменные соглашения, предусматривающие использование негосударственной эксплуатирующей компании.

Прочие важные положения

● Банк качества продукции. Закон о трубопроводах также разрешает создать банк качества продукции и наделяет полномочиями МНГ, среди прочего, для разработки «правил работы банка качества продукции». Банк качества продукции аналогичен «банку качества

38

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

КАЗАХСТАН

international treaties. Thus, the Pipeline Law acknowledges the supremacy of ratified international treaties over domestic law; therefore, if an international treaty gives operator’s rights to a party other than the national operator, the 50 percent RK affiliation rule will not apply. RK’s use of its right to appoint an operator may undermine commercial agreements between parties of non-ratified international treaties or intercompany agreements that provide for a non-national operator.

Other Notable Provisions

● Product quality bank. The Pipeline Law also facilitates the establishment of a product quality bank and allows the MOG to, among other things, establish “rules for the operation of a product quality bank”. A product quality bank is similar to an “oil quality bank” that standardizes product quality parameters and enables mutual cash settlement among suppliers that transport oil via pipeline. The establishment and operation of such a product quality bank may potentially burden certain companies that would need to compensate for lowerquality parameters of the products transported. ● Equal access and order of priority in providing pipeline services. The Pipeline Law, as well as the current legislation on natural monopolies, gives suppliers the right to equal access to trunk pipeline services if there is free throughput capacity, subject to statutory limitations. If there is limited throughput pipeline capacity, oil and oil-products transportation services are prioritized, and first priority is given to shippers supplying oil to domestic refineries. The Pipeline Law also provides for the possibility of exchange (swap) operations for the purposes of supplying oil to domestic refineries and gas to the domestic market and/or outside RK, upon written consent of the pipeline owner (or other person legally holding rights to pipeline) and the MOG. ● Ownership. The Pipeline Law provides that trunk pipelines may be state or privately owned, with the exception of individuals and foreign legal entities.

Given that the Pipeline Law has been enacted very recently, the relevant practice is not developed and it is yet to be seen how the Government will enforce the applicable rules. By analogy with the Subsoil Use Law and the Gas Law, we note the general trend is for the Government to enhance its authority over key industries, including trunk pipelines.

ООО «Легион» Москва, пр. завода Серп и Молот, д.6 Тел/факс:(495)649-97-32 e-mail: support@legionconsult.ru www.legionconsult.ru

нефти», который представляет собой механизм взаиморасчетов между поставщиками в зависимости от колебания параметров качества продукции, транспортируемой по трубопроводам. Создание и работа такого банка качества продукции может оказаться потенциально обременительной для отдельных компаний, которые будут вынуждены выплачивать компенсацию или получать меньше прибыли в случае ухудшения параметров качества транспортируемой продукции. ● Равный доступ и очередность в оказании услуг трубопроводного транспорта. Закон о трубопроводах, также как и существующее законодательство о естественных монополиях, наделяет поставщиков правом равного доступа к услугам магистрального трубопроводного транспорта, если имеется свободная пропускная способность, при условии соблюдения предусмотренных законом ограничений. В случае ограниченной пропускной способности трубопровода услуги по транспортировке нефти и нефтепродуктов оказываются в порядке очередности, устанавливаемом Законом о трубопроводах, согласно которому самым высоким приоритетом пользуются поставщики, поставляющие нефть на внутренние нефтеперерабатывающие заводы. Во исполнение вышеупомянутой первоочередности, Закон о трубопроводах также предусматривает возможность для осуществления обменных (своп) операций для поставки нефти на внутренние нефтеперерабатывающие заводы и газа на внутренний рынок и/ или за пределы РК по письменному согласию владельца трубопровода (или иного лица, на законном основании обладающего правами на трубопровод) и МНГ. ● Владение. В соответствии с Законом о трубопроводах магистральные трубопроводы могут находиться в государственной или частной собственности, за исключением физических лиц и иностранных юридических лиц. С учетом того, что Закон о трубопроводах вступил в силу совсем недавно, соответствующая практика его применения еще недостаточно развита, и нам еще предстоит увидеть, как правительство будет обеспечивать исполнение соответствующих норм. По аналогии с Законом о недропользовании и Законом о газе, мы отмечаем общую тенденцию к усилению правительством своего влияния в ключевых отраслях промышленности, включая магистральные трубопроводы.

Разработка декларации ПБ, проведение ЭПБ декларации Разработка ПЛАС, проведение его ЭПБ Лицензия на маркшейдерские работы Лицензия на экспертную деятельность Лицензия на погрузо- разрузочную деятельность опасных грузов

АТТЕСТАЦИЯ: Q по промышленной безопасности (ЦАК, ЦФО, МТАК) Q по пожарно-техническому минимуму Q по охране труда Q ЭКСПЕРТОВ по промышленной безопасности Q специалистов НК

Q

ЛИЦЕНЗИРОВАНИЕ, РАЗРАБОТКА документов для Опасных производственных объектов Q Лицензии на деятельность по эксплуатации Взрывопожароопасных и Химических ОПО Q Внесение в реестр ОПО

СЕРТИФИКАЦИЯ Q Соответствия ГОСТ Р и соответствия Техническому Регламенту Q Взрывозащиты Q ИСО 9001, 140001, OHSAS 18 001

Q Q Q Q

ВСТУПЛЕНИЕ В СРО (ДОПУСК СРО): СТРОИТЕЛЬСТВО, ПРОЕКТИРОВАНИЕ, ИЗЫСКАНИЯ, ЭНЕРГОАУДИТ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

39

DRILL BITS

PDC Drill Bits Plant Has Been Launched in Kurgan В Кургане открыт завод буровых долот PDC Lada Ponomareva

V

arel International and NewTech Services have opened a Polycrystalline Diamond (PDC) Drill Bit manufacturing plant in Kurgan, Russia. The Varel-NTS plant is a joint venture between the two companies.

The new facility was built to produce 1,800 bits a year, but, as Varel International Vice President of Eastern Hemisphere Operations Bernard Pontneau noted during the ribboncutting ceremony in Kurgan, actual volume will depend on the number of clients the new enterprise can attract and the size of their orders.

Company reps said that the Varel-NTS plant unites the American company’s high-quality technologies engineering capabilities and global experience with the understanding NewTech Services has of the Russian market, as well as its reputation as a quality provider of oil services.

Varel specialists outfitted the new plant with modern machine-tooling stations, production technologies and equipment for manufacturing PDC drill bits.

“In this first phase of the venture, Varel has provided support through the transfer of our proven, reputable technology,” Pontneau said, “The plant’s key personnel have been trained at our manufacturing facilities in France.

In addition to our commitment to establishing the physical manufacturing equipment and technology, we are providing ongoing administrative and technology.”

Mark Sadykhov, President of NewTech Services has also pointed out the benefits of Russian and American companies’

40

Лада Пономарева

К

омпании «НьюТек Сервисез» и Varel International в начале августа открыли в городе Курган завод по производству буровых долот с поликристаллическими алмазами. Завод является совместным предприятием двух компаний – Varel-НТС. Предполагаемая производительность завода составит 1 800 долот в год. Однако, как заметил вице-президент Varel International по Восточному полушарию Бернард Пунтно на церемонии открытия завода в Кургане, все будет зависеть от количества клиентов нового предприятия и их заказов. По словам представителей компаний, завод Varel-НТС – это объединение высококачественных технологий американской компании Varel, ее инженерноконструкторских возможностей и обширного глобального опыта с пониманием российского рынка, сильной клиентской базы и репутации качественного поставщика нефтесервисных услуг от «НьюТек Сервисез». Оснащение завода самыми современными станками, производственными технологиями и оборудованием для производства буровых долот PDC выполнили специалисты Varel. «На первом этапе развития предприятия Varel обеспечил передачу нашей Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

БУРОВЫЕ ДОЛОТА ● The cutting-edge technologies are used for bits production. ● На заводе используются самые передовые технологии.

partnership: “The initial phase of the two companies’ cooperation is accomplished. The plant has been built and turned into operational mode. We now have the opportunity to locally produce effective and reliable tools for the highly competitive drill bit market. We believe in the long-term success of this enterprise, the results of which will be useful for the Kurgan region, and for our customers – consumers of the plant’s production, and for both partners in this joint project.” A total of $15 million was invested in the enterprise.

Under the agreement which the companies signed in the spring of last year, Varel International will co-ordinate production at the plant, while NewTech Services will be responsible for working directly with clients.

Varel CIS Regional Manager Thomas Seeney said that the location of the plant will allow the company to deliver goods to clients effectively while rapidly responding to their immediate needs.

Varel-NTS drill bits have been designed for all kinds of drilling and work conditions. The Kurgan plant will manufacture the following products: ● Navigator drill bits for directional drilling; ● Tough-Drill bits for hard rock; ● Diamond Edge bits for hard and variable rock; ● VB Series bits for increased drilling speed and equipment stability; and ● Bicenter bits for enlarging well bores in all types of PDCdrillable formations.

The diamond bit inserts on Varel-NTS bits are made to order for each individual client using innovative technologies to ensure optimum performance. Varel has also patented two ways of testing PDS drill bit inserts: The Acoustical Emissions Toughness Test (AETT), which quantitatively assesses the strength of the diamond-to-diamond bonding; and the Bimodal Abrasive Rock Test (BART), which measure a cutter’s abrasion resistance during drilling. ● A total of $15 million was invested the enterprise. ● Общий объем инвестиций

составил $15 млн.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

проверенной и признанной технологии. Ключевой персонал предприятия прошел обучение и стажировку на нашем производстве во Франции. В дополнение к созданию производства и передачи технологии мы оказываем заводу постоянную технологическую и административную поддержку, – сказал Бернар Пунтно. – Мы гордимся своим новым предприятием и уверены, что оно станет значительным звеном нашего глобального производства». Марк Садыхов, президент «НьюТек Сервисез», также подчеркнул преимущества сотрудничества российской и американской компаний: «Пройдена начальная фаза сотрудничества двух компаний. Завод построен и успешно функционирует. Теперь у нас есть возможность производить здесь в России эффективный и надежный продукт для высококонкурентного рынка буровых долот. Мы уверены в долгосрочном успехе данного предприятия, результаты деятельности которого будут полезными и для курганской области, и для наших клиентов – потребителей продукции завода, и для обоих партнеров в данном совместном проекте». Общий объем инвестиций в предприятие составил $15 млн. По соглашению, которое компании заключили весной прошлого года, Varel International занимается координацией производственного процесса на предприятии, а «НьюТек Сервисез» берет на себя работу с клиентами, а также непосредственно предоставляет сервисные услуги заказчикам. Томас Сини, региональный менеджер Varel по СНГ, заметил, что расположение завода положительно скажется на его производственных возможностях, так как это позволит обеспечивать эффективные поставки продукции, а также оперативное реагирование на запросы клиентов. Долота Varel-НТС разработаны для самых различных условий работы и типов бурения. Среди продукции Курганского завода это: ● Varel долота серии «Navigator» – для наклоннонаправленного бурения; ● Varel долота серии «Tough-Drill» – для бурения в твердых горных породах; ● Varel долота серии «Diamond Edge» – для бурения в твердых и чередующихся по буримости породах; ● Varel долота серии VB – для обеспечения повышенных скоростей бурения и стойкости вооружения; ● Бицентричные долота Varel – для бурения стволов скважин размером большим, чем проходной диаметр оборудования устья скважины и/или ранее спущенной обсадной колонны, пробуренных интервалов. Особенностью буровых долот завода Varel-НТС является то, что резцы PDC разрабатываются с заданными свойствами под каждый индивидуальный заказ. Для долот Varel применяются инновационные методики и приборы, улучшающие и обеспечивающие оптимальный выбор сочетания свойств и технологий резцов для их целевого использования в долотах. Компания Varel также патентует два способа испытаний резцов PDC: 1. Акустический эмиссионный тест на ударную вязкость (позволяет производить точную количественную оценку прочности алмазосодержащей композиции).

2. Бимодальный тест на абразивную устойчивость (проверка резца на способность сохранять острую режущую кромку в процессе бурения).

41

GAS TREATMENT

High Cap Triple-Flow Vortex Tubes Perform Better in Komsomolskoye Field Case Study Using Stratified Flow Mixing Method (Part 2)

В России заработали ТВТ рекордной производительности по схеме смешения стратифицированных потоков Michael Zhidkov, Dmitriy Zhidkov, Konstantin Bunyatov, Rodion Ivanov, Aidar Gabdulkhakov

Михаил Жидков, Дмитрий Жидков, Константин Бунятов, Родион Иванов, Айдар Габдулхаков

PART 2 - Continued from OGE #7-8, July-August, 2012

Окончание. Начало в НГЕ №7-8, июль-август 2012

The ratio for cold flow µ was calculated by the balance correlation taking onto account a throttling effect:

Был выполнен также расчет доли холодного потока µ по балансовому соотношению с учетом эффекта дросселирования:

µ = (∆Тhot + ∆Тthr) / (∆Тhot + ∆Тcold)

(4)

The calculated value µ = 0.83 was obtained for TVT1/1 in this case. Obviously, there is the significant difference from µ value calculated by the conditions of the stratified flow mixing (µ = 0.95, see Table 2). This difference is connected with increased ∆Тc parameter, which is formally given by correlation (2). As it was mentioned above, the

Vladimir Shlychkov, OGE Today, more than one and a half thousand oil and oil and gas fields are developed in Russia. At the same time, associated gas is often burned in flares.

Thus, according to RF Ministry of Natural Resources, 14.6 billion cubic meters of associated gas was burned in 2011 at the annual output 55 billion cubic meters. As a result, about $20 billion were lost while natural environment damage is not subjected to a monetary estimation at all.

Gas treatment and drying technologies, which are based on absorption, adsorption and chiller application, are unprofitable in field conditions.

Limitation on the pressure drop at compressors, which is caused by economic reasons, usually exclused application of traditional layout that includes pumping/heating station with a throttle. Turbo expanders solve the problem in technological aspect, but they are sufficiently complicated and expensive during their operation.

Vortex tubes, in which thermal and phase effects occur simultaneously, take the special place among gas-dymnamic devices. Recently, field system designers at Gazprom, Rosneft, NOVATEK and other companies including the foreign ones take increasing interest to use of vortex expanders.

42

µ = (∆Тг + ∆Тдр) / (∆Тг + ∆Тх)

(4)

В этом случае для ТВТ1/1 получена расчетная величина µ = 0,83. Налицо значительное расхождение со значением µ, рассчитанным по условиям смешения стратифицированных потоков (µ = 0,95, см. табл. 2). Такой «перекос» связан с повышенным значением параметра ∆Тх , формально отраженным соотношением (2). Причина такой ситуации, как указывалось выше, связана с акустико-вибрационными явлениями при эксплуатации ТВТ. Характерная особенность ранее исследованных ТВТ [1, 2, 4, 6, 9] заключается в том, что максимум удельной холодопроизводительности (q) на углеводородных газах приходится на значение µ = 0,9-1,0. У классической ДВТ этот экстремум расположен в области µ = 0,7. Поэтому приведенный в табл. 2 режим, когда ТВТ1/1 эксплуатировалась при µ = 0,95, можно считать оптимальным. Температура смешанного потока при этом составляла Тсм = -26 °С, что на 11 °С ниже минимальной температуры в системе УПГ при работе на дросселе (см. табл. 1). Достигаемый уровень температур в системе УПГ при использовании ТВТ гарантировано обеспечивает в зимний период времени необходимую по СТО точку росы по влаге. Это зафиксировано, например, при эксплуатации УПГ 27.10.2011 года, когда температура смешанного потока после ТВТ1/1 составляла Тсм = -24 °С. В этом случае температура точки росы, замеренная на КУУГ, лежала в диапазоне Тр = -19,3 ÷ -20,5 °С (среднесуточное значение соответствовало величине Тр = -20 °С).

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

ПОДГОТОВКА ГАЗА

● Table 3. GTF operating mode with TVT1/1 and TVT1/2 tubes (May 21, 2012) ● Табл. 3. Режим работы УПГ с трубами ТВТ1/1 и ТВТ1/2 (21.05.2012 года)

Parameters / Параметры

Layout point Точка схемы

Process flow Технологический поток

Р, atm / Р, ати

Т, °С

Other / Другое

1

Raw gas inlet into Т1 Вход сырого газа в Т1

55,9

32

Vr = 223,168 nm3/hour Vс = 223 168 нм3/час

2

Inlet into С1 / Вход в С1

55,8

11

3

Inlet into expanding devices Вход в расширители

54,5

11

4

TVT1/1 cold flow Холодный поток ТВТ1/1

20,4

-16

π = 2.59; µ = 0.92; ΔТcold= 27°С; βTVT1/1 = 57% π = 2,59; µ = 0,92; ΔТх = 27°С; βтвт1/1 = 57%

5

TVT1/1 hot flow Горячий поток ТВТ1/1

20,4

43

ΔТhot = 32 °С ΔТг = 32 °С

6

TVT1/1 mixed flow Смешанный поток ТВТ1/1

20,4

-11

ΔТmix = 22 °С ΔТсм = 22 °С

7

ТВТ1/2 cold flow Холодный поток ТВТ1/2

20,4

-14

π = 2,59; ΔТcold = 25 °С; βTVT1/2 = 70% π = 2,59; ΔТх = 25 °С; βтвт1/2 = 70%

8

TVT1/2 hot flow Горячий поток ТВТ1/2

20,4

-

-

9

TVT1/2 mixed flow Смешанный поток ТВТ1/2

20,4

-11

ΔТmix = 22 °С ΔТсм = 22 °С

10

Gas at the throttle valve outlet Газ на выходе из дросселя

20,4

-5

ΔТthr = 16 °С; βthr =4.6% ΔТдр = 16 °С; βдр =4,6%

11

Inlet into С2 / Вход в С2

20,4

-11

12

Cold gas inlet into T1 Вход в Т1 холодного газа

20,4

-11

13

Treated gas outlet from Т1 Выход из Т1 подготовленного газа

20,0

19

14

High-pressure gas outlet from Т2 Выход из Т2 высоконапорного газа

54,8

13

15

Flash gas from ST1 Газ выветривания из СК1

27,8

31

16

Treated gas Подготовленный газ

66,5

-

reason of this situation is connected with acoustic and vibrating phenomena during TVT operation.

There was the following essence of the experiments at GTF with TVT and TV throttle valve operating in parallel: the difference between the temperature decrease in gas flows at two types of expanding devices, which is directly measured during the same operating conditions. In real

Vt = 190,656 nm3/hour Vп = 190 656 нм3/час

Тр = -15,0 °С; Тр = -15,0 °С;

На данный результат позитивное влияние оказывала и сепарационная способность ТВТ. В проведенной серии экспериментов не было возможности непосредственно оценить степень сепарации конденсата в ТВТ, но косвенные признаки (значительно бóльшее количество отсепарированной жидкости по сравнению с регламентом; значительное количество газов выветривания в СК1) указывают на

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

РАЗРАБОТКА ДОКУМЕНТАЦИИ ДЛЯ ОПО

РОСТЕХНАДЗОР

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÷

АТТЕСТАЦИЯ СПЕЦИАЛИСТОВ

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 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

СЕРТИФИКАЦИЯ

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

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

43

#9 September 2012

GAS TREATMENT conditions, this difference is 7 °С for TVT1/1 that means the thermal efficiency by 35 percent for a three-flow vortex tube as compared with a throttle valve, which is the significant value for low-temperature separation process.

The typical feature of the previously studied TVT [1, 2, 4, 6, 9] is that the maximum value of specific cooling efficiency (q) is µ = 0.9-1.0 for hydrocarbon gases. This extremum is in the range of µ = 0.7 for usual two-flow vortex tube. That’s why the mode given in Table 2 may be considered optimal, when TVT1/1 was operated at µ = 0.95.

The mixed flow temperature was Тmix = -26 С, it was by 11°С lower the minimum temperature in the GTF system that uses a throttle valve (see Table 1).

The temperature level attainable in the GTF system while using TVT reliably provides the water dew point in winter period, which is required by the company standard. It was recorded, for example, during GTF operation on October 27, 2011, when the temperature of the mixed flow after TVT1/1 was Тmix = -24 С. In this case, the dew point temperature measured at the gas metering station was within Тw = -19.3 ÷ -20.5 С (the daily average value was Тw = -20 С).

TVT separation ability also positively affects this result.

It was not possible to directly estimate the condensate separation ratio in TVT during the performed experiments.

However, indirect signs (significantly increased amount of separated fluid as compared with the regulation; significant amount of flash gas in ST1) indicate sufficient contribution of the separation factor into obtaining the final dew point of the treated gas. This assumption is confirmed by the example of the GTF operation (presented in Table 3) in the summer period while using both TVTs. One may see from Table 3 that the water dew point (measured at the gas metering station) is Тw = -15.0 C for the treated gas downstream S2 separator (-11 C). If the dew point were adapted to the treated gas pressure at the inlet into TGC, it would be Тw = -19,2 C. Thus, the really attained dew point in the low-temperature GTF system is not only less than the stagnation temperature of the treated gas after S2 separator, but it is also a bit less than the tempera-

Владимир Шлычков, НГЕ В настоящее время в России разрабатываются и осваиваются более 1,5 тыс. нефтяных и нефтегазовых месторождений. При этом попутный газ часто сжигается на факелах. Так, по данным Минприроды РФ, при годовой добыче 55 млрд м³ в 2011 году сожжено 14,6 млрд м³. В результате, потеряно около $20 млрд, а экологический ущерб вообще не поддается монетарной оценке. Независимо от вариантов утилизации ПНГ, требуется доведение его до действующих норм. Технологии очистки и осушки газов, основанные на абсорбции, адсорбции и на применении чиллеров в промысловых условиях нерентабельны. Ограничение перепада давления на компрессорах, обусловленное экономически, обычно исключает применение традиционной схемы НТС с дросселем. Турбодетандеры технологически решают вопрос, но весьма сложны и дороги в эксплуатации. В ряду газодинамических аппаратов особое место занимают вихревые трубы, в которых одновременно проявляются тепловые и фазовые эффекты. В последнее время разработчики промысловых систем «Газпрома», «Роснефти», «НОВАТЭК» и других компаний, в.т.ч. зарубежных, проявляют все больший интерес к использованию вихревых расширителей.

44

● Fig. 4 ● Рис. 4

существенную роль сепарационного фактора в получении конечной точки росы подготавливаемого газа. Это подтверждают и пример летнего режима работы УПГ по полной схеме с обеими ТВТ, представленный в табл. 3. Из табл. 3 видно, что при температуре подготовленного газа после сепаратора С2 (-11 °С) точка росы на КУУГ составляет Тр = -15,0 °С. Если привести точку росы к давлению подготовленного газа на входе в КСПГ, то получим Тр = -19,2 °С. Таким образом, реально достигаемая точка росы в низкотемпературной системе УПГ не только ниже температуры торможения подготовленного газа после сепаратора С2, но и несколько ниже температур холодных потоков ТВТ. Это говорит о наличии газодинамического фактора, когда конденсация компонентов идет также в сопловых вводах ТВТ при статической (скоростной) температуре, более низкой, чем температуры торможения газа холодного потока (звуковое или сверхзвуковое истечение газа при π > 2,0) [3, 12]. Было целесообразно сравнить эффективности регулируемых ТВТ Комсомольского месторождения и регулируемой высокорасходной ДВТ. Такое сопоставление было выполнено на основе характеристик одной из лучших регулируемых ДВТ, испытанной на природном газе с давлением до 45 ати (Дтр = 143 мм, максимальная производительность – до 50 тыс. нм³/час) [11]. Результаты такого анализа наглядно представлены на рис. 4, где приведены зависимости температурной эффективности и холодопроизводительности ТВТ и ДВТ (здесь Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

ture of the TVT cold flows. It means the presence of the gas-dynamic factor, when gas component condensation also takes place at TVT nozzle inlets static (high-speed) temperature, which is lower than the gas stagnation temperature of the cold flow (sound or supersonic gas fluxion at π> 2,0) [3, 12].

It was expedient to compare the efficiency of the adjustable TVTs of Komsomolskoye field and the adjustable two-flow vortex tube with highflow rate. Such comparison has been executed on the basis of characteristics taken from one of the best adjustable DVT, which has been tested on natual gas with pressure up to 45 atm (Dtube = 143 mm, maximum output is up to 50 thousand nm³/ hour) [11].

Results of this comparison are presented in Fig. 4, where the temperature efficiency and cooling capacity for TVT and DVT are given as a function of µ at π = const (here TVT means the set of experimental data at TVT1/1 and TVT1/2). It is seen from the plots that (as it was already specified above) the maximum value of qDVT is at µ = 0.70 and is equal to 19 С. At the same time, specific cooling efficiency of TVT upon the mixed flow is qTVT = 26 С at optimum µ = 0.95. Thus, it is obvious that if a DVT were taken as a refrigeration generator in this layout instead of TVT, it would lose in such competition. The similar conclusion follows from the data presented in Fig. 5 containing the temperature difference and specific cooling efficiency as a function of π at µ = const for the expanders being compared.

One should note that there was an attempt at Komsomolskoye field to connect pipes to the TVT according to the “standard” DVT layout, i.e. to mix a hot flow with a cold one not at the TVT outlet but downstream the outlet of the cold (warmed) flow from T1 heat exchanger.

However, as it was assumed, the attempt was not successful. The temperature of the cold flow was Тх =-17 ÷-20 C on an average at stable modes. It is a little above the necessary gas temperature for maintaining the required dew point.

Thus, the results of industrial operation of TVT with high flow at Komsomolskoye field have obviously demonstrated their advantage in the given Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПОДГОТОВКА ГАЗА ● Fig. 5 ● Рис. 5

под ТВТ подразумевается совокупность экспериментальных данных на ТВТ1/1 и ТВТ1/2) в функции µ при π = const. Из графиков видно, что (как уже указывалось выше) максимум параметра qдвт имеет место при µ = 0,70 и составляет около 19 °С. В то же время удельная холодопроизводительность ТВТ по смешанному потоку при оптимальном µ = 0,95 составляет qтвт = 26 °С. Таким образом, наглядно видно, что если в данной схеме вместо ТВТ в качестве генератора холода была бы использована ДВТ, то она проиграла бы в такой конкуренции. Аналогичный вывод следует из данных рис. 5, где приведены зависимости перепада температур и удельной холодопроизводительности сравниваемых расширителей в функции π при µ = const. Следует отметить, что на УПГ Комсомольского месторождения была предпринята попытка обвязать ТВТ по «нормальной» схеме ДВТ, т.е. смешать горячий поток с холодным не по выходу из ТВТ, а после выхода холодного (подогретого) потока из теплообменника Т1. Однако, как можно было и предполагать, такая попытка не увенчалась успехом. В среднем температура холодного потока на стабильных режимах в этом варианте составляла Тх = -17 ÷ -20 °С, что несколько выше необходимой температуры газа для обеспечения требуемой точки росы. Итак, приведенные результаты промышленной эксплуатации высокорасходных ТВТ на Комсомольском месторождении наглядно показали их преимущество в данных конкретных условиях не только по сравнению с дросселем, но и по сравнению

45

#9 September 2012

GAS TREATMENT conditions in comparison with both a throttle valve and a double-flow vortex tube. We consider the certain specificity of TVT gas dynamics with increased acoustics and vibrations as the main reason of such advantage. It is necessary to take it into consideration both during the design phase of TVT components (including fastening elements) and during the design phase of supporting metalwork.

с ДВТ. Причем за основную причину такого преимущества в холодопроизводительности нами принимается определенная специфика газодинамики ТВТ с повышенной акустикой и вибрациями. Последнюю реальность необходимо учитывать как при проектировании узлов самих ТВТ (включая элементы крепежа), так и при разработке опорных металлоконструкций.

MAIN ABBREVIATIONS VT DVT TVE GTF LTS

vortex tube; double-flow vortex tube; three-flow vortex tube; gas treatment facility; low-temperature separation

ОСНОВНЫЕ АББРЕВИАТУРЫ ВТ вихревая труба; ДВТ двухпоточная вихревая труба; ТВТ трехпоточная вихревая труба; УПГ установка подготовки газа; НТС низкотемпературная сепарация

MAIN SYMBOLS Pressure, at gage, MPA Р Absolute pressure ratio, atm/atm π = Рin / Рcold Volumetric gas flow rate, nm3/hour V Cold flow ratio, no unit µ = Vcold / Vin Specific enthalpy, ccal/kg i Temperature, С Т Water dew point, С Тw Cooing of the cold flow gas, С ∆Тcold = Тin – Тcold Hot flow heating, С ∆Тhot = Тhot – Тin Mixed flow cooling ∆Тmix = Тin – Тmix Gas cooling during throttling ∆Тthr = Тin – Тthr Specific cooling efficiency of a vortex tube, С q = µ ∆Тcold Rate of actuator opening, percent ȕ Vortex tube inner diameter, mm Dtube

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ Давление, ати, МПа Р Отношение абсолютных давлений, ата/ата π = Рвх / Рх Объемный расход газа, нм3/час V Доля холодного потока, б/р µ = Vх / Vвх Удельная энтальпия, ккал/кг i Температура, °С Т Точка росы по влаге, °С Тр Охлаждение газа холодного потока, °С ∆Тх = Твх - Тх Нагрев газа горячего потока, °С ∆Тг = Тг – Твг Охлаждение смешанного потока ∆Тсм = Твх – Тсм Охлаждение газа при дросселировании ∆Тдр = Твх – Тдр Удельная холодопроизводительность ВТ, °С q = µ ∆Тх Степень открытия приводов, % ȕ Внутренний диаметр вихревой трубы, мм Дтр

MAIN INDEXES in cold hot mix thr r t av

ОСНОВНЫЕ ИНДЕКСЫ вх х г см др с п ср

REFERENCES

vortex tube inlet; cold flow; hot flow; mixed flow; pressure reduction; raw gas; treated gas; mean value

1. TVT application for condensation of heavy hydrocarbons from associated gas / R. Iskhakov, V. Nikolaev, M. Zhidkov, G. Komarova // Gas industry, 1998. Issue 7, pp.

42-43.

2. Associated gas treatment system for transportation using an adjustable three-flow vortex tube / A. Gusev, R. Iskhakov, M. Zhidkov, G. Komarova // Chemical and Oil-Gas Mechanical Engineering. 2000. Issue 7, pp. 16-18.

3. Three-flow vortex tube is an effective gas-dynamic device for natural gas treatment for transportation / M. Zhidkov, A. Gusev, A. Ryabov et al // Oil and Gas Technologies.

2006. Issue 11, pp. 3-7.

4. Associated gas treatment for transportation using three-flow vortex tubes / A. Gusev, A. Ryabov, M. Zhidkov, V. Islankin, G. Pakhomova // OIL&GAS JOURNAL. 2007. Issue 1-2, pp. 90-95.

5. Associated gas will be not burned at Kapitonovskoye field / A. Zelentsov, P. Soldatov, M. Zhidkov, A. Ryabov, V. Islamkin, G. Pakhomova // OIL&GAS JOURNAL RUSSIA. 2007. Issue 9, pp. 28-31.

6. Three-flow vortex tube is successfully operated at Kapitonovskoye field / M. Zhidkov, A. Gusev, V. Betlinskiy, P. Soldatov, V. Ovchinnikov, A. Ryabov // OIL&GAS JOURNAL RUSSIA. 2008. Issue 1-2, pp. 42-46.

7. Peculiarities of TVT operation at Dobrinskoye field (commissioning experience) / M. Zhidkov, D. Zhidkov, E. Laptev, A. Sypin, M. Namazov // Oil. Gas. Innovations. 2010.

Issue 9, pp. 6-11.

8. Vortex effect and its application in engineering / A. Merkulov // Мoscow. Mechanical engineering. 1969, p. 183.

9. Peculiarities of thermodynamic parameters for three-flow vortex tubes intended for process gas treatment and drying / M. Zhidkov, G. Komarova, A. Gusev // Refrigerating Engineering. 2001. Issue 1, pp. 12-14.

10. Three-flow vortex tubes in oil-producing and gas industry / M. Zhidkov, A. Ryabov, A. Gusev, D. Zhidkov // Oil. Gas. Innovations. 2009. Issue 2, pp. 66-70.

11. Experimental study of thermodynamic efficiency of an adjustable vortex tube used for natural gas / V. Betlinskiy, M. Zhidkov, V. Ovchinnikov, D. Zhidkov // Oil And Gas Technologies. 2008. Issue 2, pp. 2-6.

12. Ultrasound separation of hydrocarbon gases in Ranque-Hilsch vortex tubes / M. Zhidkov, A. Gusev, A. Ryabov, V. Ovchinnikov, D. Zhidkov // OIL&GAS JOURNAL. 2007.

Issue 4, pp. 101-106.

46

вход в вихревую трубу; холодный поток; горячий поток; смешанный поток; дросселирование; сырой газ; подготовленный газ; среднее значение

ЛИТЕРАТУРА

1. Применение ТВТ для конденсации тяжёлых углеводородов из попутного нефтяного газа / Р.М. Исхаков, В.В. Николаев, М.А. Жидков, Г.А. Комарова // Газовая промышленность. 1998. № 7, c. 42-43.

2. Система подготовки попутного газа нефтедобычи к транспорту с применением регулируемой трехпоточной вихревой трубы / А.П. Гусев, Р.М. Исхаков, М.А. Жидков, Г.А. Комарова // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. № 7, c. 16-18.

3. Трехпоточная вихревая труба – эффективное газодинамическое устройство для подготовки природного газа к транспорту / М.А. Жидков, А.П. Гусев, А.П. Рябов и др. // Нефтегазовые технологии. 2006. № 11, c. 3-7.

4. Подготовка нефтяного газа к транспорту с использованием трехпоточных вихревых труб / А. Гусев, А. Рябов, М. Жидков, В. Исламкин, Г. Пахомова // OIL&GAS JOURNAL. 2007. № 1-2, c. 90-95.

5. На Капитоновском попутный газ сжигать не будут / А. Зеленцов, П. Солдатов, М. Жидков, А. Рябов, В. Исламкин, Г. Пахомова // OIL&GAS JOURNAL RUSSIA. 2007. № 9, c. 28-31.

6. Трехпоточная вихревая труба успешно эксплуатируется на Капитоновском месторождении / М. Жидков, А. Гусев, В. Бетлинский, П. Солдатов, В. Овчинников, А. Рябов // OIL&GAS JOURNAL RUSSIA. 2008. № 1-2, c. 42-46.

7. Особенности работы ТВТ Добринского месторождения (опыт пусконаладки) / М.А. Жидков, Д.А. Жидков, Е.Н. Лаптев, А.Г. Сыпин, М.О. Намазов // Нефть. Газ. Новации.

2010. № 9, c. 6-11.

8. Вихревой эффект и его применение в технике / А.П. Меркулов // М. Машиностроение.

1969, c. 183.

9. Особенности термодинамических характеристик трехпоточных вихревых труб для очистки и осушки технологических газов / М.А. Жидков, Г.А. Комарова, А.П. Гусев // Холодильная техника. 2001. № 1, c. 12-14.

10. Трехпоточные вихревые трубы в нефтедобывающей и газовой промышленности / М.А. Жидков, А.П. Рябов, А.П. Гусев, Д.А. Жидков // Нефть. Газ. Новации. 2009. № 2, c.

66-70.

11. Экспериментальное исследование термодинамической эффективности регулируемой вихревой трубы на природном газе / В. Бетлинский, М. Жидков, В. Овчинников, Д. Жидков // Нефтегазовые технологии. 2008. № 2, c. 2-6.

12. Сверхзвуковая сепарация углеводородных газов в вихревых трубах Ранка-Хилша / М. Жидков, А. Гусев, А. Рябов, В. Овчинников, Д. Жидков // OIL&GAS JOURNAL. 2007. № 4, c. 101-106.

Oil&GasEURASIA

CLIMATE CHANGE

Solar Variation and Climate Change Future Temperature Decline and Energy Demand Growth

Вариации солнечной активности и изменение климата Земли: грядущее похолодание и рост потребления энергии V. Bashkin, R. Galiulin В. Башкин, Р. Галиулин

Climate change (temperature fluctuations) on Earth, caused by solar variation, is a cyclic natural process, which geochronologically accompanies periods of warming and cooling. At present another temperature decline is forecast, which is bound to increase energy demand globally, as well as locally. It is suggestive that the International Energy Agency outlook projects increasing energy demand, with energy produced by oil, coal and especially natural gas, which will allow the latter to take the second place after oil in 2035.

Изменение (колебания) климата Земли, как следствие вариаций солнечной активности, представляет собой циклический природный процесс, геохронологически сопровождающийся периодами потепления и похолодания. В настоящее время прогнозируется очередное похолодание, что должно сказаться на увеличении потребления энергии, как в глобальном, так и региональном масштабе. Симптоматично, что по сценарию Международного энергетического агентства прогнозируется рост потребления энергии в виде нефти, угля и особенно природного газа, что позволит последнему в 2035 году выйти на второе место после нефти.

48

T

oday climate change (temperature fluctuations), and in particular the warming climate, and the impact of fuel energy, which predominantly uses the domineering, traditional energy sources – oil, coal and natural gas, is subject to ever more debate. It is believed that global warming the world has been witnessing over the past 50 years is mainly human-inflicted and primarily caused by carbon dioxide emissions, leading to the “greenhouse effect”. At the same time, about threequarters of the human-induced carbon dioxide emissions over the past 20 years have been the result of oil, coal and natural gas extraction and burning. This statement was the cornerstone of the famous Kyoto Protocol (in effect since 1997), imposing restrictions on the human-inflicted greenhouse gases emissions, especially carbon dioxide, and providing for emissions trading. To clarify the situation, it was important to analyze the available data about climate change, characterized by increasing as well as declining temperatures, and to study possible oil, coal and natural gas demand changes in lower temperatures to guarantee a comfortable life and dynamic development of society, particularly in the northern hemisphere.

В

наши дни тема, связанная с изменением (колебаниями) климата Земли, и, в частности, его потеплением и влиянием на это топливной энергетики, использующей доминирующие в общем энергетическом балансе традиционные виды топлива – нефть, уголь и природный газ, – становится все более дискуссионной. Cуществует мнение, что большая доля в глобальном потеплении климата, который наблюдался за последние 50 лет, связана с антропогенным воздействием, в первую очередь, выбросами углекислого газа, вызывающими «парниковый эффект». При этом около трех четвертей всех антропогенных выбросов углекислого газа за последние 20 лет стали результатом добычи и сжигания нефти, угля и природного газа. Это утверждение легло в основу известного Киотского протокола (от 1997 года), ограничивающего выбросы парниковых газов, особенно углекислого газа, за счет антропогенной деятельности, и допускающего торговлю квотами на их выбросы. Для прояснения данной ситуации важно было проанализировать имеющуюся в научной литературе информацию, связанную с изменением климата, который характеризуется не только периодами потепления, но и похолодания, а также перспективами потребления нефти, угля и природного газа в период похолодания, для обеспечения комфортабельного проживания и динамичного развития человеческого общества, особенно в Северном полушарии.

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

ИЗМЕНЕНИЕ КЛИМАТА

Как известно, изменение климата предIt is known that climate change is ставляет собой результат воздействия фактоtriggered by phenomena that occur in ров, имеющих место в Мировом океане, таких the Global ocean, such as South (El Niño), какЮжной(Эль-Ниньо), Североатлантической North Atlantic and Arctic oscillation, that и Арктической осцилляций (колебаний темis, temperature changes of the surface пературы поверхностного слоя воды), а также water layer, as well as the reaction to pheсолнечной постоянной, орбиты Земли, «парnomena, such as solar constant changes никового эффекта», тектонического движения and the Earth’s orbit, the “greenhouse литосферных плит и др. effect”, the tectonic plate movements, etc. Так, в масштабе десятилетий изменение Thus, over decades, South oscillation климата, благодаря Южной осцилляции в in the equatorial part of the Pacific Ocean экваториальной части Тихого океана, а также as well as North-Atlantic and Arctic oscilСевероатлантической и Арктической осцилlation have contributed to climate change, ляций, происходит отчасти из-за способности which has occurred partly due to the solar Мирового океана аккумулировать тепловую energy accumulation of the global ocean V.N. Bashkin, Laboratory Chief of Gazprom энергию, получаемую от Солнца и перемеand a further spread of the energy world- VNIIGAZ LLC, D.Sc. (Biology), Professor щать ее в различные части акватории. В более wide. Over a longer term thermohaline В.Н. Башкин, начальник лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ», д.б.н., профессор продолжительный отрезок времени в океане circulation, aka cycle, has occurred in the происходит термохалинная циркуляция, то ocean caused by the density fluctuation, есть кругооборот, создаваемый за счет перепаwhich the temperature and salinity flucда плотности, который образуется вследствие tuation in the water has resulted in. The неоднородности температуры и солености в latter also plays a vital role in the heat воде, также играющей ключевую роль в переredistribution. распределении тепла.

The change of the solar constant Изменение солнечной постоянной, как – the amount of incoming solar electroсуммарного потока солнечного излучения magnetic radiation per unit area (kW/ (Вт/м² или кал/см²·мин) считается важным m² or cal/cm²*min) – is believed to be an фактором наступления, например, близкого important factor triggering the start of нам по времени «малого ледникового периода» a better-known Little Ice Age (14th–19(XIV-XIX вв.) с самой холодной фазой в XVIIth centuries), with the coldest period in XVIII вв. На величину солнечной постоянной the 17th–18th century. The solar constant влияют расстояние между Землей и Солнцем, is influenced by the Earth-Sun distance, изменяющееся в течение года по причине which changes over months due to the эллиптической орбиты Земли, и солнечная Earth’s elliptical orbit, and solar variation, R.V. Galiulin, Leading research worker, активность, как комплекс явлений и процесas phenomena and processes linked to Institute of Basic Biological Problems of Russian Academy of Science, D.Sc. сов, связанных с образованием и распадом the change in the solar magnetic activ- (Geography) в солнечной атмосфере сильных магнитных ity. The changes in the Earth orbit – the Р.В. Галиулин, ведущий научный сотрудник ИФПБ РАН, д.г.н. полей. По своему влиянию на климат измеresult of the Earth-Moon-planets interнения земной орбиты (как результат физичеaction – impact on the climate like the fluctuations of the Earth constant, as minor changes in the ского взаимодействия Земли, Луны и других планет) сходны orbit bring about the redistribution of the solar irradiation on с колебаниями солнечной постоянной, поскольку небольшие отклонения в положении орбиты приводят к перераспределеthe surface.

As far as the greenhouse effect is concerned, it is the нию солнечного излучения на поверхности Земли. Что касается «парникового эффекта», то он возникает в process by which thermal radiation from a planetary surface is trapped by atmospheric greenhouse gases (water vapour результате нагревания атмосферы тепловой энергией, удер– 36-72 percent, carbon dioxide – 9-26 percent, methane живаемой парниковыми газами, к числу которых относятся 4-9 percent and ozone – 3-7 percent), and is re-radiated in all водяной пар (36-72%), углекислый газ (9-26%), метан (4-9%) directions thus resulting in an elevation of the average surface и озон (3-7%). Антропогенный вклад в баланс парниковых temperature above what it would be in the absence of the газов, в основном в виде выбросов углекислого газа, связан с gases. Man’s impact on the greenhouse gases balance, majorly добычей и сжиганием нефти, угля и природного газа. Однако through carbon dioxide emissions, is linked to oil, coal and gas о малой значимости этого фактора в изменении климата свиextraction and burning. However the absence of any evidence детельствует тот факт, что на протяжении последних десятков that greenhouse gases concentration has directly affected the миллионов лет строгой корреляции между концентрацией climate in the past tens of millions of years, points its minis- парниковых газов и изменением климата выявлено не было. Между тем считается, что тектоническое движение cule role in climate change.

Meanwhile it is believed that the large-scale tectonic литосферных плит усугубило условия последней ледниковой motions of the Earth’s lithosphere aggravated the situation эпохи, закончившейся около 10 тыс. лет назад. Так, приблиthus impacting the recent Ice Age, which ended 10 thousand зительно 3 млн лет назад, когда северо- и южноамериканские years ago. So, the collision of the North and the South American плиты столкнулись, произошло образование Панамского plates about 3 million years earlier resulted in the formation of перешейка, что закрыло путь для прямого смешивания вод the Isthmus of Panama, which shut down the flow of water Атлантического и Тихого океанов, и, следовательно, перемеbetween the two oceans, with the Atlantic no longer mingling щения тепловой энергии, влияющего на изменение климата. Таким образом, климат Земли определяется сочетанием with the Pacific. It directly influenced atmospheric heat circuмногих факторов: так, если в масштабах десятилетий и столеlation patterns, which affects climate change. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

49

CLIMATE CHANGE

#9 September 2012

тий доминирует воздействие отдельных факторов, то в масштабах тысячелетий – суммарное воздействие всех природных факторов. В связи с вышесказанным закономерно возникает вопрос о характере изменения климата в геохронологическом масштабе, что позволяет дать объективную оценку этому явлению. Было установлено, что изменение климата, в частности в эпоху четвертичного периода – голоцена, – который продолжается последние 12 тыс. лет вплоть до SOURCE / ИСТОЧНИК: ARCHIBALD, 2007 современности, характеризуется сочетаниями периодов потепле● Fig. 1. ния и похолодания в различные Periods of warming and cooling in the Northern Hemisphere in the Holocene: А – End of the last интервалы времени, что свидетельGlacial; Б – Climate Optimum; В – Roman Climate-Optimum; Г – Episode of human migration; ствует о циклическом характере Д – Medieval Warm Period; Е – Little Ice Age; Ж – Modern Warm Period. изменения этого явления на Земле ● Рис. 1. (рис. 1). Реконструкция климата Периоды потепления и похолодания в Северном полушарии в эпоху голоцена: А – конец Земли, проведенная различными последней ледниковой эпохи; Б – климатический оптимум; В – римский климатический геофизическими, геохимическими оптимум; Г – эпизод человеческой миграции; Д – средневековый теплый период; Е – и другими методами не только в «малый ледниковый период»; Ж – период современного потепления. голоцене, но и раньше – 420 тыс., 5 млн и 65 млн лет назад, также Thus, the Earth’s climate is determined by the combina- убеждают о циклическом характере изменения климата tion of many factors: over a shorter period of time (decades в геохронологическом масштабе. Как видно из рис. 1, and centuries) separate phenomena impact on it, over a ближе к настоящему времени отмечается период последlonger period of time (millenia) all the natural phenomena него потепления, когда средняя температура на Земле considered together exert influence upon the climate. Due поднялась на 0,7 °С со времени начала промышленной to the above mentioned assumptions the question about the революции, то есть со второй половины XVIII века. Между nature of the climate change on the geochronological scale тем, теории «циклического характера изменения климаarises naturally, which makes objective assessment of the phe- та» и «малого ледникового периода» выступают одними nomenon possible. из наиболее сильных аргументов в руках противниIt was determined that the climate change, in particu- ков концепций антропогенного характера нынешнего lar in the Holocene, part of the Quaternary period, which глобального потепления климата. С их точки зрения, has lasted for the past 12,000 years up to now, is charac- современное потепление – это естественный выход из terized by the alternation of warmer and colder periods «малого ледникового периода» с последующим вступлеat different periods of time, which testifies to the cyclical нием в очередной период похолодания. Более того, палеnature of this phenomenon (Fig. 1). The reconstruction оклиматические исследования, связанные с изучением of the climate through various geophysical, geochemical климата прошлых геологических эпох, позволяют усоand other means in the Holocene as well as in the earlier мниться в обоснованности требований вышеупомянуperiods – 420,000, 5,000,000 and 65,000,000 years ago also того Киотского протокола, ограничивающего выбросы point to the cyclical nature of the climate change on the парниковых газов, и особенно углекислого газа за счет geochronological scale. Fig. 1 shows that the recent period антропогенной деятельности. Дело в том, что повышение has been characterised by increasing temperatures, as the уровня углекислого газа в атмосфере не предшествоваaverage has edged up by 0.7 С since the outbreak of the ло, а следовало за потеплением, так как при повышении industrial revolution in the second half of the 18th century. температуры в атмосферу выходит углекислый газ, как Meanwhile, the theory of the “cyclical nature of climate растворенный в Мировом океане (где его в 60 раз больchange” and of the “Little Ice Age” are considered most ше, чем в воздухе), так и находящийся в твердых пороpowerful arguments of the critics of the human-induced дах. Следовательно, предположение о возникновении global warming vision. In their view, the current tempera- «парникового эффекта» за счет техногенного углекисture increase marks the natural end of the “Little Ice Age” лого газа в атмосфере Земли, якобы вызывающего резand an upcoming spell of colder weather. кое повышение ее температуры со всеми вытекающими Moreover, paleoclimatic research related to the cli- последствиями является несостоятельным. mate studies of previous geological ages, arouse doubts Таким образом, даже для эпохи голоцена со всей очеabout the validity of the above mentioned Kyoto Protocol видностью прослеживается многовековая изменчивость provisions, which places restrictions on human-induced климата как ритмического процесса, продолжающегося greenhouse gases emissions, especially carbon dioxide в настоящее время. Отмечаемое ныне потепление климаones. The matter is that increasing levels of carbon dioxide та – это очередной природный процесс, а «парниковый in the atmosphere followed the temperature increase rath- эффект» не является его причиной. Влияние парниковых er than preceded it, since the growing temperatures lead газов оказалось сильно завышенным, так как при массе to the release of carbon dioxide into the atmosphere from атмосферы Земли в 18 375 000 млрд т, и выбросах порядка

50

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

ИЗМЕНЕНИЕ КЛИМАТА

9 млрд т концентрация парниковых газов составляет всего 0,00005%, что исключает какие-либо глобальные изменения, в том числе и потепление климата. Как видно из рис. 2, прогнозируется зарождение процесса очередного похолодания климата, где в рассматриваемом интервале времени, характеризующемся цикличностью теплых и холодных периодов, с начала 2000-х годов уже происходит падение температуры, как предвестник очередного «малого SOURCE / ИСТОЧНИК: ARCHIBALD, 2007 ледникового периода». Земля ока● Fig. 2. залась вновь на пороге повтореThe smoothed average annual temperature: A – the end of the latest “Little Ice Age”, Б – a warm ния «малого ледникового периода», period, В – a sudden drop in temperatures in 1970s, Г – sputnik-recorded temperatures, Д – the наступающего из-за резкого снижеtemperature peak of South oscillation (El Niño) in 1998, E – the predicted start of the minimal ния мощности излучения Солнца, temperatures period. как единственного источника энер● Рис. 2. гии для Земли, а, следовательно, Кривая cреднегодовой температуры: А – выход из последнего «малого ледникового основного фактора изменения ее периода»; Б – теплый период в 1930–1950 годы; В – резкое похолодание в 1970-е годы; Г – климата. Это связано с тем, что в спутниковая регистрация температуры; Д – температурный пик Южной осцилляции (Эльтечение 200-летнего цикла солнечНиньо) в 1998 году; Е – начавшийся и ожидаемый температурный минимум. ная постоянная, изменяется примерно на 0,2±0,05%, что заметно the Global ocean water (its concentration in the water отражается в Мировом океане, и, соответственно, влияет is 60 times higher than in air) as well as from solid rock. на климат. Доказана взаимосвязь циклов вариаций солConsequently, the assumption that the “greenhouse effect” нечной активности с масштабным изменением климата results from human-induced carbon dioxide emissions in на планете и установлены факты, что, когда наблюдается the atmosphere, allegedly causing a dramatic temperature минимум солнечной активности, происходит похолодаincrease and all the implications, is flawed. ние. Сейчас Земля вступает в «малый ледниковый период», Thus, even the Holocene period clearly points to cen- который начнется уже с 2014 года и достигнет своего пика turies of climate changes as a cyclical process that has con- минимальных температур к середине века. Первоначально tinued to the present. The current climate warming we are понижение температуры будет очень медленным, а спустя witnessing is another natural process, and it is not caused десятилетия – более активным. Ожидается, что температуby the “greenhouse effect”. The impact of greenhouse gas ра Мирового океана понизится на один градус, что вполне emissions was highly exaggerated, since the mass of the достаточно для того, чтобы в Гренландии выросли новые Earth’s atmosphere is 18,375,000 billion tons, and with ледники. Меньше всего глобальное похолодание скажется emissions totaling about 9 billion tons, the greenhouse gas на жителях экватора и юга. Очередной климатический concentration amounts to only 0.00005 percent, which минимум температуры с ее понижением на 1,0-1,5 ºС продcould hardly have triggered any global changes, including a лится 45-65 лет, после чего в начале XXII века наступит temperature increase. очередное потепление.

Fig. 2 demonstrates that in the present time span, Без сомнения грядущее похолодание скажется на увеcharacterized by warm and cold period alterations, a colder личении потребления энергии, как в глобальном, так и period awaits humanity and a temperature decline since региональном масштабе. В этой связи закономерно возearly 2000s as a harbinger of another “Little Ice Age” clearly никает вопрос о перспективах потребления энергии, полуtestifies to that. The Earth is once again on the verge of чаемой при использовании различных видов топлива, или another “Little Ice Age”, caused by a sharp decline in solar ее производящих видов энергетики. irradiation as the only energy source for the Earth, and По сценарию Международного энергетического агентtherefore, the trigger of the climate change. The changes ства доминирующими источниками энергии вплоть до of the 200-year cycle of solar constant by approximately 2035 года по-прежнему остаются нефть, уголь и природный 0,2±0,05 percent, which significantly impacts on the Global газ (рис. 3). При этом нефть продолжает быть превалируocean, affect the climate. ющим видом топлива, с потреблением, увеличивающимся The interdependence between solar variation and с 4 060 млн т нефтяного эквивалента (н.э.) в 2008 году до dramatic climate change worldwide and between and the 4 550 млн т н.э. в 2035 году. Потребление угля увеличится immediate temperature decrease and the bare minimum of с 3 315 млн т н.э. в 2008 году до 3 670 млн т н.э. в 2035 году, solar activity have been proved. The Earth is on the brink of достигнув максимума по этому показателю приблизительa “Little Ice Age”, which will start in 2014, with the lowest но в 2018 году, а затем потребление угля уменьшится на temperatures by the mid-century. Initially, a temperature 250 млн т н.э. Потребление природного газа возрастет от decrease will be very slow, and after a decade more inten- 2 600 млн т н.э. в 2008 году до 4 250 млн т н.э. в 2035 году, что sive. The Global ocean temperature is expected to drop by позволит ему в перспективе стать вторым по потреблению one degree, which is enough for new Greenland glaciers среди различных видов топлива. Что касается атомной энергеto appear. Lower temperatures will affect the residents тики и альтернативной энергетики (использующей биомассу, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

51

CLIMATE CHANGE

#9 September 2012

of the equator and the south the least. Another span of minimal temperatures (down by 1.0-1.5 C) will last 45-65 years followed by a temperature increase in the early 22nd century. Undoubtedly lower temperatures in the near future will drive energy consumption up both globally and regionally. The question suggests itself about the future prospects of different energy sources and the related energy industries.

It is worthy pointing that SOURCE / ИСТОЧНИК: WORLD ENERGY OUTLOOK, 2011 according to the International Energy Agency outlook oil, coal ● Fig. 3. and natural gas will remain Global energy demand by fuel (oil, coal and gas, as well as nuclear energy, renewable energy sources the main energy sources up to (biomass, wind, sun energy, water and hydrogen) and large hydroelectric power stations: the solid line 2035 (Fig. 3). Oil continues to depicts factual information, the dashed line shows forecasts. be the main fuel, with consump● Рис. 3. tion increasing from 4,060 milГлобальное потребление энергии, получаемой при использовании нефти, угля и природного газа, а lion tons of oil equivalent (OE) также производимой атомной энергетикой, альтернативной энергетикой (использующей биомассу, in 2008 to 4,550 million toe in ветер, солнечное излучение, воду и водород) и большой гидроэнергетикой: сплошная линия – 2035. Coal consumption will фактические данные; пунктирная линия – прогнозируемые данные. grow from 3,315 million toe in 2008 to 3,670 million in 2035 peaking in around 2018 and ветер, солнечное излучение, воду и водород для производства then dropping to 250 million toe. Natural gas consumption энергии), а также большой гидроэнергетики, то их доля в will rise from 2,600 million toe in 2008 to 4,250 million toe общем энергетическом балансе в 2035 году будет не столь знаin 2035, which will make it a second most important fuel. чительной (3-12%) по сравнению с долей энергии, получаемой Nuclear power and alternative energy sources (biomass, при использовании нефти (27%), природного газа (25%) и wind, solar radiation, water and hydrogen for energy produc- угля (22%). Между тем более интенсивный рост потребления tion), and large hydroelectric power stations will account природного газа связан с очевидными преимуществами этого for 3-12 percent in the energy mix in 2035. It is a quite small вида топлива перед нефтью и углем: например, затраты труда share compared to the share of energy produced with oil на добычу газа в 37 раз ниже, чем на добычу равноценного (27 percent), natural gas (25 percent) and coal (22 percent). количества угля (в пересчете на условное топливо); газ обладаMeanwhile, a more rapid growth in natural gas consumption ет высокой теплотворной способностью; с помощью системы in the future is linked to the obvious advantages of this fuel газопроводов его можно подвести к любому потребителю; over oil and coal, for example, the cost of labor in this case при горении природного газа не остается золы и т.д. Главным is 37 times lower than in case of the extraction of the same достоинством природного газа, как энергоносителя, является amount of coal (in terms of oil equivalent). Moreover, gas has то, что свыше 90% всей его добычи расходуется как топливо a high calorific value, pipelines can be installed anywhere, на тепловых электростанциях, промышленных предприятиях there is no ash after the combustion of natural gas, etc. The и в быту. main advantage of natural gas as an energy source is the fact Таким образом, проведенный анализ информации that over 90 percent of its production is consumed as fuel at позволяет прийти к заключению о том, что изменение thermal power plants, factories and in households. климата Земли, как следствие вариаций солнечной активTherefore, the analysis given above points to a conclu- ности, является циклическим природным процессом, проsion that climate change as a result of solar variation, is a являемым в геохронологическом масштабе в виде чередоcyclical natural processes that manifests itself on a geo- вания периодов потепления и похолодания. Вступление chronological scale in the form of alternating periods of человечества в «малый ледниковый период», обусловленwarming and cooling. It is noteworthy that the start of the ный резким снижением мощности солнечного излучения, “Little Ice Age” which manifests itself in a dramatic decline совпало с ожидаемым ростом потребления нефти, угля и in solar irradiation intensity coincided with the expected природного газа, среди которых опережающими темпами increase in oil, coal and natural gas consumption. Natural будет расти спрос на природный газ, обладающий целым gas demand will grow exponentially due to the advantages рядом преимуществ перед нефтью и углем. Это будет одним of this resource over oil and coal. This factor will be vital из важных условий для комфортабельного проживания и for a comfortable life and dynamic development of society, динамичного развития человеческого общества, особенно particularly in the northern hemisphere during the expect- в Северном полушарии во время ожидаемого «малого ледed “Little Ice Age”. никового периода».

References Основная литература Abdusamatov Kh. The Sun Determines the Climate [Солнце определяет климат], The Science and Life journal [Наука и жизнь]. 2009. #1, pp. 34-42.

Archibald D. Climate Outlook to 2030 // Energy and Environment. 2007. Vol. 18, #5, p.

615-619.

World Energy Outlook. Are We Entering a Golden Age of Gas? Special Report.

International Energy Agency, 2011. 131 pp.

52

Абдусаматов Х. Солнце определяет климат // Наука и жизнь. 2009. № 1, с. 34-42.

Archibald D. Climate Outlook to 2030 // Energy and Environment. 2007. Vol. 18, #5, p. 615619.

World Energy Outlook. Are We Entering a Golden Age of Gas? Special Report. International Energy Agency, 2011. 131 pp.

Oil&GasEURASIA

КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ

Prolonging Gas Production in Declining Fields Продление срока эксплуатации газовых месторождений на поздней стадии разработки Valery Minlikaev, Dmitry Dikamov, Alexei Kononov, Valery Gurjanov, Yuri Davydov, Vyacheslav Goncharov, Igor Smirnov, Jan Arents, Bob Okhuijsen

Валерий Минликаев, Дмитрий Дикамов, Алексей Кононов, Валерий Гурьянов, Юрий Давыдов, Вячеслав Гончаров, Игорь Смирнов, Ян Арентс, Боб Окхейсен

С

C

enomanian gas fields in Western Siberia such as Medvezhje, Vyngapurovskoye, Urengoiskoye, Yamburgskoye, Komsomolskoye have been developed for over 30 years. All of these fields are experiencing a signficant decline in production caused by decreases in reservoir pressure, well drowning, the use of antiquated field equipment, and physical wear. As a result, active discussions regarding gas extraction and complex utilization of low pressure field reservoirs are currently taking place. One way to optimize gas production in these fields is to utilize for distributed gas compression Mobile Compressor Units (MCUs).

At the final stage of gas field development, reservoir pressure declines to a critical level. The rate of upward gas flow becomes insufficient to push reservoir fluid cleaner through Valery Minlikaev – Head of Gas and Gas-condensate (Oil) Production Department, Gazprom.

Dmitry Dikamov – Deputy Director of Gas and Gas-condensate (Oil) Production Department, Gazprom.

Alexei Kononov – Chief Technology Officer, First Deputy General Director, Gazprom Dobycha Noyabrsk.

Valery Gurjanov – Chief Superintendent Engineer of Gas Production Department, Gazprom Dobycha Noyabrsk.

Yuri Davydov – Deputy Chief Superintendent Engineer of Gas Production Department, Gazprom Dobycha Noyabrsk.

Vyacheslav Goncharov – CEO, Technogarant.

Igor Smirnov – Project Executive, Technogarant.

Jan Arents – Managing Director, Siemens AG. Bob Okhuijsen – Sales Manager, Siemens Nederland N.V. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

еноманские газовые залежи месторождений севера Западной Сибири (Медвежье, Вынгапуровское, Уренгойское, Ямбургское и Комсомольское) разрабатываются более 30 лет и к настоящему времени вступили в период падающей добычи, для которого характерно существенное снижение добычных возможностей. Это связано, в первую очередь, с падением пластового давления, обводнением скважин, а также моральным и физическим износом промыслового оборудования. В силу этих причин в последнее время особенно активно обсуждаются проблемы и перспективы извлечения из пласта низконапорного газа и его комплексного использования. Одним из путей оптимизации отбора газа является внедрение технологии распределенного компримирования на базе мобильных компрессорных установок (МКУ). На заключительном этапе разработки газового месторождения пластовое давление снижается до критических величин. Это приводит к тому, что скорость восходящего потока газа становится недостаточной для обеспечения выноса пластовой жидкости по насосно-компрессорному лифту. Скапливающаяся на забое жидкость препятствует работе скважины, что приводит к ее самозадавливанию. Кустовое размещение скважин также обостряет эту проблему. Различный добычной потенциал скважин, размещенных в кусте, приводит к тому, что «сильные» скважины передавливают более «слабые». Работа газового промысла и отбор газа месторождения регулируется дожимной компрессорной станцией (ДКС), однако ДКС не может создать индивидуальных условий работы для каждой скважины. Минликаев Валерий Зирякович – начальник Управления по добыче газа и газового конденсата (нефти) ОАО «Газпром». Дикамов Дмитрий Владимирович – начальник отдела Управления по добыче газа и газового конденсата (нефти) ОАО «Газпром». Кононов Алексей Викторович – главный инженер – первый заместитель генерального директора ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Гурьянов Валерий Владимирович – начальник производственного отдела по добыче газа ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Давыдов Юрий Станиславович – зам.начальника производственного отдела по добыче газа ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Гончаров Вячеслав Викторович – генеральный директор ООО «Техногарант». Смирнов Игорь Ильич – руководитель проекта ООО «Техногарант». Ян Арентс – директор, ответственный за наземные решения в фокусном сегменте рынка Siemens AG. Боб Окхейсен – менеджер по продажам Siemens Nederland N.V.

53

COMPRESSOR UNITS

Договор на поставку МКУ был заключен в феврале 2010 года в г. Ассене (Голландия) между Siemens Nederland N.V. и ООО «Техногарант» – компанией, реализующей комплексные решения для нефтегазовой отрасли. Компания «Техногарант» осуществляла руководство и сопровождение проекта на всех этапах – от заключения контракта до приемочных испытаний и ввода в опытнопромышленную эксплуатацию, который состоялся в сентябре 2011 года. Общую координацию проекта осуществляли специалисты Департамента по добыче газа, газового конденсата (нефти) ОАО «Газпром».

compressor lift tubing. Fluid that gathers in the bottom hole tends to lead to automated shut down, making well operations difficult. Wells that are positioned in a cluster also intensify operating challenges. The different production capacity of each gas well in a particular cluster results in high cluster results in “high capacity” wells overdisplace “low capacity” wells.

Reciprocating Compressor Stations control the operation of gas wells and gas extraction, but these stations are unable to regulate individual working conditions for each well. Installing MCUs in the gas extraction system can help solve these problems. Unit mobility and ease of installation of the compressor equipment allows for complete factory retiability. MCUs that are installed at the well head create individual conditions for each cluster well, providing the greatertemperature range and extending the life of the gas field.

Under the cooperative framework agreement between Gazprom and Siemens, a Dutch division of Siemens - Siemens Niderland N. V. - developed a compression unit designed to increase the production life of a gas well (for Gazprom's department of gas and gas condensate production). Gazprom's Vyngapurovskoe field was chosen as a pilot project for the deployment of the Siemens Mobile Compressor Unit.

The Siemens MCU can be transported by rail or by road.

The MCU includes a compact and reliable compressor module, electric motor, gas input and output manifold, lubrication system, closed loop water cooling system, power regulation system and electro-technical room with control panels and power transformers. All components included in the MCU are installed on the general steel platform.

The MCU is equipped with a screw-shaped oil-filled compressor that is reliable, features a low number of metal parts, and has small dimensions and a wide range of compression ● MCU-450 operation in the field. ● Эксплуатация МКУ-450 на месторождении.

54

#9 September 2012

Вышеописанные проблемы возможно решить путем установки в газосборной системе мобильных компрессорных установок. Мобильность установки подразумевает полную заводскую готовность оборудования и небольшие объемы строительно-монтажных работ при установке компрессорного оборудования на подготовленные основания. Компрессор, применяемый на устье скважин, создает индивидуальные условия для работы каждой из скважин блока месторождения, обеспечивает необходимый температурный режим работы, и позволяет продлить срок эксплуатации газового месторождения. В рамках сотрудничества между ОАО «Газпром» и Siemens AG, Департаментом по добыче газа, газового конденсата (нефти) ОАО «Газпром» голландскому подразделению Siemens Nederland N.V. была поручена задача по разработке подобной компрессорной установки для увеличения срока эксплуатации месторождения. В качестве площадки для реализации «пилотного проекта» было выбрано Вынгапуровское месторождение ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Мобильная компрессорная установка компании Siemens может перевозиться как автомобильным, так и железнодорожным транспортом. В состав МКУ входит компактный и надежный компрессорный блок, электрический двигатель, трубопроводная обвязка входа и выхода газа, система смазки, система водяного охлаждения с замкнутым контуром, система регулирования мощности и электротехническое помещение с панелями управления и трансформаторами питания. Все оборудование, входящее в состав МКУ, установлено на общем стальном основании. В составе МКУ был применен винтовой маслозаполненный компрессор, характеризующийся надежностью в работе, малой металлоемкостью, небольшими габаритными размерами и широким диапазоном изменения степени сжатия. Для регулировки производительности в пределах 10-100% предусматривается подвижный клапан, приводимый в действие гидравлическими клапанами. Привод компрессора обеспечивается электродвигателем 6 кВ «прямого» пуска. Район Крайнего Севера (место расположения Вынгапуровского месторождения) обусловил применение электрически обогреваемых блок-контейнеров для обеспечения работоспособности инженерных систем компрессорного оборудования при отрицательных внешних температурах. Воздух начинает нагреваться с помощью электрообогревателей, когда температура в блоке опускается ниже +5 °C. Примененная контейнерная схема компоновки оборудования (три блока – компрессор, сепаратор, агрегат воздушного охлаждения) характеризуется минимальными затратами при монтажно-демонтажных работах в случае необходимости перемещения установки. Мобильная компрессорная установка МК-450 имеет все необходимые сертификаты и разрешения для применения на объектах газодобывающих обществ ОАО «Газпром». Во время испытательного периода операционные показатели установки контролировались удаленно, температура внешней среды колебалась в диапазоне от +22 ºC до -50 ºC. На постоянной основе анализировались следующие технологические данные: объем потока газа, давление, температура, уровень масла, уровень вибрации, напряжение электропитания по фазам, мощность главного двигателя и др.

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2012

levels.. A flexible valve that is activated by hydraulic valves can be used to regulate operational capacity from 10-100 percent.

The compressor drive component is powered by a 6 kW electric motor with a "direct" start.

The Far North Region (Vyngapurovskoye field location) requires equipment containers to have electric heaters that ensure compressor equipment operability in negative outside temperatures. Ambient air electric heaters are switched on when container temperatures fall below +5 C. Applied container equipment arrangement system (three blocks – compressor, separator and water cooling system) features low mounting/demounting costs when unit relocation is needed. The Mobile unit MK-450 has been granted all necessary certificates and permits for application at Gazprom's gas-producing facilities.

During the test period, operational parameters were controlled remotely from the Netherlands and outside temperature variations were within the range of +22 C to -50 C. The following technical parameters were analyzed: gas flow volume, pressure, temperature, lubrication oil level in the tank, vibration level, power supply voltage on each line, the main motor power etc.

In the pilot production period: ● ● ● ● ● ● ●

Approximately 60 million cu. m of natural gas was compressed using MK-450 unit.

Power consumption was from 297 kW/hour to 329 kW/hour.

Compressor running time amounted to 3,434 hours.

Wells tied to MK-450: #167, #176, #177, #179, #207, #208, #212 and #213.

Wells producing with the help of MK-450: #179, #207, #208, #212 and #213.

Inlet pressure was 0.38 MPa to 0.42 MPa. Outlet pressure was 0.66 MPa to 0.77 MPa.

Implementation of the MCU technology in the Vyngapurovskoe pilot project enabled production and gas extraction from previously shut-in wells #207 and #177. The MCU was able to create individual operating conditions for each well that was tied to the compressor unit.

The MK-450 pilot project indicated that "distributed compressing" technology makes it possible to operate wells with low wellhead pressure, and that are not sufficient for normal gas extraction. The MK-450 increases production capacity and extends the life of the gas field .

Siemens, Gazprom and Technogarant are presently working on this technology in order to prolong the service life of near-depleted gas fields.

The compressor unit has been designed to function in fully automatic mode, offline control and in programmable logic controller-operated algorithms during emergency situations. Unit operation and centralized control is regulated at the main control panel at the Reciprocating Compressor Station.

The unit is equipped with systems for remote monitoring of unit operational parameters. These systems are used for optimization of control algorithms and for accurate diagnostics to be made by the engineering center in the Netherlands in case of problems.

Compressor units of this type are “minimally-manned technologies”. In other words, this is highly reliable equipment with automatic systems for production process control.

This equipment requires no permanent presence of the maintenance staff. At present, Gazprom group is actively looking into the application of this equipment both at the gas fields under production and at those where development is planned.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ

An Agreement on supply of MCU was concluded in February 2010 in Assen, the Netherlands, between Siemens Nederland N.V. and Technogarant, a leading Russian company on implementation of complex tasks for oil and gas industry. Technogarant conducted management and assisted in all project stages from signing of the Agreement to acceptance testing and equipment pilot operation which started in September 2011.

General coordination of the project was performed by the specialists of the Department for gas and gas condensate (oil) production of Gazprom.

За период опытно-промышленной эксплуатации: ● С помощью МК-450 было скомпримировано около 60 млн м³ природного газа. ● Расход электроэнергии составлял от 297 кВт/час до 329 кВт/час ● Наработка компрессора составила 3434 часов ● Скважины, подключенные к МК-450 №№: 167, 176, 177, 179, 207, 208, 212, 213. ● Скважины, дающие продукцию с помощью МК-450 №№: 179, 207, 208, 212, 213. ● Давление на входе составило: от 0,38 МПа до 0,42 МПа. ● Давление на выходе составило: от 0,66 МПа до 0,77 МПа.

В результате применения описанной технологии удалось привлечь к разработке ранее простаивающие скважины: №№207 и 177, таким образом подтвердив возможность создания «индивидуальных» характеристик работы подключенных к МКУ скважин. Опытно-промышленная эксплуатация МК-450 доказала, что технология «распределенного компримирования» позволяет эксплуатировать скважины с низким устьевым давлением, недостаточным для работы в газосборный коллектор, что обеспечивает увеличение добычных возможностей и продление срока эксплуатации всего газового месторождения. На данный момент ОАО «Газпром», Siemens и ООО «Техногарант» совместно прорабатывают возможность дальнейшего внедрения данной технологии с целью продления ресурса работы газовых месторождений на заключительной стадии разработки. Компрессорная установка спроектирована для функционирования в полностью автоматическом режиме, автономного управления и обеспечения работоспособности всех алгоритмов с помощью программируемого логического контроллера. Управление работой установки и диспетчерский контроль осуществляется с автоматизированного рабочего места главного щита управления ДКС газового промысла. В составе установки также имеется оборудование для дистанционного мониторинга операционных характеристик установки. Оно используется для оптимизации алгоритмов управления, обновления программного обеспечения и детальной диагностики из компетентного центра предприятияизготовителя в Нидерландах в случае возникновения нештатных ситуаций. Компрессорные установки подобного типа относятся к серии оборудования, построенного на базе «малолюдных технологий». То есть это высоконадежное оборудование с применением интеллектуальных автоматизированных систем управления производственными процессами, не требующее постоянного присутствия обслуживающего персонала. В настоящее время группой «Газпром» активно прорабатываются вопросы применения такого рода оборудования, как на газовых промыслах уже находящихся в эксплуатации, так и к планируемых к вовлечению в разработку.

55

ADVERTORIAL SECTION

MODERNIZATION

Industrial Technologies Park to be Built in Yaroslavl Region В Ярославской области будет создан «Парк индустриальных технологий»

56

This article was supplied by Industrial Technologies Park closed joint stock company

Статья предоставлена компанией Закрытое акционерное общество «Парк индустриальных технологий»

Oil&Gas Eurasia: Why have you decided to set up a Technopark of this profile?

Mikhail Sochenko: Objective prerequisites for that arose long ago, and I would like to go into detail on this issue. Russia is one of the world leaders in oil production. However, only 48 percent of 489 million tons of oil produced in 2011 was processed at the refineries, and the rest of the crude oil was exported. This means that every year the state is losing an immense potential profit by exporting cheap crude oil but not expensive oil products which are characterized by a high refining degree and, consequently, that includes significant surplus value. I would like to particularly dwell on the Russian oil-refining of industry including 28 major refineries which have the processing capacity 3 to 20 million tons of oil a year, and total capacity for primary crude oil distillation approximately 255 million tons a year. The portion of these refineries in the all-Russian volume of crude oil processing is approximately 95.0 percent. Six of these 28 plants were put into operation before the Second World War, another six were built before 1950 and eight plants were put into operation before 1960. Approximately 80 percent of the equipment is antiquated and service life has exceeded all possible limits. Over 70 percent of the plants have the crude oil refining degree in the range of 55-70 percent, and only 30 percent of the plants have this degree exceeding 80 percent. As a comparison, the crude oil refining degree in the USA is now 95 percent, and in Western Europe 89-95 percent. The majority of Russian refineries are characterized by the following: ● High degree of wear of the fixed assets; ● Application of obsolete, energy intensive and environmentally imperfect technologies; ● Low portion of advanced processes (catalytic cracking, hydrocracking and coking).

In this connection, most of the automobile fuel produced in Russia does not comply with modern quality standards (Euro-4 and 5) and it is exported

Нефть и газ Евразия Почему было решено создать технопарк такого профиля? Михаил Соченко: Для этого уже давно возникли объективные предпосылки, я хотел бы подробней на этом остановиться. Россия занимает одно из лидирующих место в мире по добычe нефти. Однако из добытых в 2011 году 489 млн т было переработано на НПЗ только около 48%, а остальная нефть пошла на экспорт. Это значит, что ежегодно государство теряет огромную потенциальную прибыль, экспортируя дешевое сырье, а не дорогие нефтепродукты, которые имеют высокую степень передела и, следовательно, большую прибавочную стоимость. Отдельно хочу остановиться на российском нефтепроме, основой которого являются 28 крупных НПЗ мощностью по переработке от 3 до 20 млн т нефти в год и суммарной мощностью по первичной переработке нефти около 255 млн т в год. Доля этих НПЗ в общероссийском объеме переработки нефти составляет примерно 95%. Из 28 заводов шесть были пущены в эксплуатацию до войны, еще шесть построены до 1950 году и восемь введены в строй до 1960 году. Средний уровень износа амортизированного оборудования на НПЗ достигает 80%, а срок службы превысил все возможные пределы. Более 70% предприятий отрасли имеют показатель глубины переработки нефти в диапазоне 55-70%, и только у 30% предприятий этот показатель превышает 80%. Для сравнения, глубина переработки в США сейчас составляет 95%, а в Западной Европе 89-95%. Большинство российских НПЗ характеризуются: ● высокой степенью износа основных фондов; ● использованием устаревших, энергоемких и экологически несовершенных технологий; ● низкой долей углубляющих процессов (каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование). В связи с этим большинство производимого в России автомобильного топлива не соответствует современным стандартам качества (Евро-4 и 5), и его экспортируют не как готовую продукцию, а как сырье для дальOil&GasEURASIA

МОДЕРНИЗАЦИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

at respectively low prices not as an end product but as feed stock for further processing.

нейшей переработки по соответствующим заниженным ценам. НГЕ: Какой же может быть выход из сложивOGE: What could be a way out of in this шейся ситуации? situation? Соченко: Я вижу здесь только один выход – Sochenko: I can see only one way out here ускорение темпов модернизации. Решение по – accelerate modernization. A decision on модернизации всей промышленности России modernization of the whole industry of Russia was принято на политическом уровне. Принята made at the political level. The “Energy strategy «Энергетическая стратегия России на период of Russia for the period till 2030” was adopted. до 2030 года». Правительством осуществляетThe Government is realizing a number of programs ся целый ряд программ по модернизации химиaimed at the modernization of the chemical, ческой, металлургической, машиностроительmetallurgical, machine-building and other branches ной и других видов промышленности. По данным of industry. According to the data of the Energy института энергетической стратегии экспортная Strategy Institute, export proceeds of the companies выручка предприятий топливно-энергетического of the fuel and energy sector (FEI) exceed 50 комплекса (ТЭК) составляет более 50% от всех percent of all currency earnings, so modernization валютных поступлений, поэтому модернизация of the FEI plants plays a particularly important role предприятий ТЭК играет особенно важную роль в in the economic development of our state. экономическом развитии нашего государства.

The technological effectiveness of a refinery Уровень технологичности НПЗ определяется is determined by the Nelson refinery complexity ● General Director Mikhail Sochenko. таким параметром, как индекс сложности НПЗ index parameter. The higher the total complexity ● Генеральный директор Соченко (или индекс Нельсона). Чем выше совокупная of processes, the higher the index, effectiveness сложность процессов, тем выше индекс, выше Михаил Константинович. and profitability of the plant. As a comparison, I эффективность и выше рентабельность предприwould like to say that an average index of the Northятия. Для сравнения скажу, что средний коэффиAmerican refineries is 10.8; in Europe – 7.4; in циент НПЗ в Северной Америке составляет 10,8; в former CIS countries – 4.8; and after all, in Russia the complexity index Европе – 7,4; в странах бывшего СССР – 4,8; и, наконец, в России коэфis only 4.5. Accordingly, one can make a conclusion on the required scale фициент сложности достигает всего лишь 4,5. Соответственно, можно of modernization of the domestic oil-refining industry. According to the сделать вывод о необходимых масштабах модернизации отечественной forecast of the Main Department of strategic development and investment нефтепереработки. По прогнозу Главного управления стратегического разanalysis of LUKOIL, transition of the Russian oil-refining industry to вития и инвестиционного анализа ОАО «ЛУКОЙЛ» для перехода российproduction of Euro-5 standard fuel will require investment of approximately ской нефтеперерабатывающей промышленности к производству топли$ 80 billion during the period from 2008 to 2017. ва стандарта Евро-5 потребуется около $80 млрд в период с 2008 по 2017 The scale of the task is aggravated by a serious problem related годы. to equipment design and manufacturing. The country has a shortage Масштабность задачи усугубляется серьезной проблемой, связанной of competent organizations for calculations and design of oil-refining с проектированием и производством оборудования. В стране не хватает equipment. There are no efficient local technologies for hydrocracking квалифицированных проектных организаций по расчету и проектироваand catalytic cracking processes proven by commercial introduction. нию нефтеперерабатывающего оборудования. Нет своих высокоэффекEverything available now is hopelessly obsolete. There are virtually no тивных лицензионных технологий на процессы гидрокрекинга и каталиhigh-tech products brought to the industrial introduction, due to lack of тического крекинга, подтвержденных промышленным внедрением. Все, proper funding for domestic research and development and for testing что было у нас раньше, безнадежно устарело. Новых высокотехнологичproduction equipment prototypes at the operating refineries. American ных разработок, доведенных до промышленного внедрения практически and Western European engineering companies with their technologies and, нет, ввиду отсутствия должного финансирования отечественных НИР и correspondingly, their catalytic agents, dominate the modern market of возможности испытывать опытно-промышленные образцы на действуtechnologies for crude hydrocarbon processing. ющих НПЗ. На современном рынке технологий переработки углеводоModernization requires immense investment first of all into the Russian родного сырья преобладают американские и западноевропейские инжиR&D sector and then, based on the received results, into the reconstruction ниринговые компании со своими технологиями и, соответственно, своиand construction of the production sector. ми катализаторами.

For integrated solutions of the above listed tasks on designing and Грядущая модернизация требует колоссальных инвестиций, в первую очеconstruction of modern refineries in the oil-refining sector of the fuel and редь, в российский научно-исследовательский и опытно-конструкторский energy industry, it is necessary to initiate collaboration of the interested сектор, а затем, на основе полученных результатов, в реконструкцию и companies of the industry on the integrated research and production base. строительство производственного сектора.

This integrating base can be the designed Industrial Technologies Park Для комплексного решения перечисленных задач в нефтеперерабатыaimed at processes improvement of raw oil carbohydrates conversion and вающем секторе ТЭК по проектированию и созданию современных НПЗ creation of environmentally friendly hydro-carbonaceous and alternative необходимо создать кооперацию заинтересованных предприятий отрасли motor fuels - «Industrial Technologies Park». на единой научно-производственной базе. В качестве такой объединяющей базы может выступить проектируемый технопарк по совершенствованию OGE: Describe more in detail the designed Industrial Technologies Park. процессов переработки углеводородного сырья и созданию экологически Sochenko: The Industrial Technologies Park includes several facilities: чистых углеводородных и альтернативных моторных топлив – «Парк индуResearch and Development Facility (RDF), which includes laboratory стриальных технологий». buildings provided with equipment for the study of advanced hydrocarbon processing; also laboratory buildings with test boxes and test benches for НГЕ: Расскажите подробней о проектируемом технопарке. adaptation of internal combustion and gas turbine engines to alternative Соченко: В структуру технопарка входят несколько комплексов: types of fuel. Научно-исследовательский комплекс (НИК), который включает в себя Research and Production Facility (RPF), which includes a small capacity лабораторные корпуса, оснащенные оборудованием для проведения исслеrefinery (crude capacity of 1 million tons) using the latest technologies for дований процессов глубокой переработки углеводородов, а также лабораdeeper oil processing; these technologies make it possible to get high- торные корпуса с испытательными боксами и стендами для проведения Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

57

ADVERTORIAL SECTION

quality marketable products including a motor fuel not lower than Euro-5 class (as per the technical regulations) to be sold both domestically and onthe external market, and also infrastructure for off-site facilities.

The master layout plan of the RPF provides installation sites with all necessary services for testing of prototypes of units and modules for the advanced processing of crude hydrocarbons, these prototypes developed with application of the innovative technologies.

Social and Living facility (SLF) includes an administration, office, hotel and residential buildings with social amenities.

OGE: Have you determined who will design and build the Industrial Technologies Park ?

Sochenko: Eight well-known foreing engineering companies competed in an international bid for rights to design and construct the Industrial Technologies Park. The China Machinery Industry Construction Group INC (SINOCONST) was appointed the general contractor on EPC turn-key terms (based on the FIDIC terms) and Shanghai Hoto Petrochemical Engineering Co., Ltd.(HEC) was appointed the contractor for Basic Design realizayion.

OGE: What criteria were used for selection of the applied technologies and the refinery capacity?

Sochenko: We were guided by the “Regulations on tying the refineries to the main oil pipelines…” approved by a Decree of the RF Government.

According to these Regulations, the crude capacity of the designed refinery should be at least 1 million metric tons a year, and the oil conversion ratio should be at least 70 percent. The capacity of our refinery is 1 million metric tons a year. When processing of sour crude containing 1.72 percent of sulfur, the oil conversion is 92.3 percent, and light oil product yield is 82.6 percent. Main production utilizes catalytic cracking and many other processes which make it possible to produce automobile fuel complying with the quality standards not lower than Euro-5.

OGE: What is the cost-effectiveness of the Project?

Sochenko: Calculations of the cost-effectiveness and payback period for the Project were done with the help of the licensed software Project Expert version 7.51. Basic data on the cost of equipment for the main production and offsite facilities, and also the cost of the auxiliary materials were provided by the engineering company – the preferred bidder. Capital investment amounted to approximately $500 million. The design period is 1.5 years. The construction period is 2 years. The project payback period from the moment of the refinery commissioning to the moment of the repayment of the loan and loan interest is 5 years. Calculation results confirmed the high profitability of the project.

OGE: From what sources will the Project be funded?

Sochenko: The main peculiarity of the Project is that the funding will be done without state funds. The whole Project will be funded by foreign capital. The Project is already partially funded by our major shareholder Development of Industrial Technologies Ltd., and partially will be funded by foreign investment banks which expressed interest in our Project. I cannot give the names of these banks yet as the loan contracts are at the stage of conciliation now.

OGE: How will the research and development work of the Industrial Technologies Park be financed, you know that at the initial stage the research work is always unprofitable, and state funding is usually insufficient.

Sochenko: When developing the conception, we supposed that the Technopark would function as a self-supporting enterprise, the R&D work of which would be financed from the profit received from the research and production facility operation. During the first stage, it is profit from production and sale of the high-quality automobile fuel complying with the standard not lower than Euro-5 and other oil products. Later, there will be added profit coming from implementation of technologies developed in the Technopark and patented.

OGE: Where are you plannnig to build the Industrial Park?

Sochenko: In the Gavrilov-Yamskiy district of Yaroslavl Region.

58

MODERNIZATION испытаний по адаптации двигателей внутреннего сгорания и газотурбинных двигателей к альтернативным видам топлива. Научно-производственный комплекс (НПК), который включает в себя НПЗ малой мощностью 1 млн т в год по сырью с использованием новейших технологий глубокой переработки нефти, позволяющих производить высококачественную товарную продукцию, в том числе и моторное топливо, соответствующее по техническому регламенту не ниже класса-5 (Евро-5) для реализации на внутреннем и внешнем рынке, а также инфраструктура объектов общезаводского хозяйства. Генпланом НПК предусмотрены монтажные площадки с подводом необходимых коммуникаций для проведения испытаний опытно-промышленных образцов узлов и блоков технологических процессов глубокой переработки углеводородного сырья, создаваемых с использованием инновационных технологий. Социально-бытовой комплекс (СБК) включает административный, офисный, гостиничный и жилые корпуса с объектами социально-бытового назначения. НГЕ: Вы уже определились, кто будет проектировать и строить технопарк? Соченко: Для выбора технологий и генподрядчика по проектированию и строительству, нами был проведен международный тендер, в котором приняли участие восемь известных иностранных инжиниринговых компаний. По результатам тендера был назначен генеральный подрядчик на условиях ЕРС «под ключ» (согласно терминологии FIDIC) – компания China Machinery Industry Construction Group INC (SINOCONST) и подрядчик по выполнению проекта – компания Shanghai Hoto Petrochemical Engineering Co., Ltd (НЕС). НГЕ: По каким критериям выбирались применяемые технологии и мощность НПЗ? Соченко: Мы руководствовались «Правилами подключения нефтеперерабатывающих заводов к магистральным нефтепроводам…», утвержденными Постановлением Правительства РФ. По этим правилам мощность проектируемого НПЗ должна быть не менее 1 млн т в год по сырью, и глубина переработки нефти должна быть не менее 70%. Мощность нашего НПЗ составляет 1 млн т в год. При переработке высокосернистой нефти с содержанием серы 1,72% глубина переработки составляет 92,3%, а выход светлых нефтепродуктов 82,6%. В основном производстве применяется каталитический крекинг и много других процессов, позволяющих производить автомобильное топливо, соответствующее стандарту качества не ниже Евро-5. НГЕ: Какова экономическая эффективность проекта? Соченко: Расчеты экономической эффективности и сроки окупаемости проекта производились при помощи лицензионной программы Project Expert версии 7.51. Основные данные по стоимости оборудования основного производства и общезаводского хозяйства, а также стоимости вспомогательных материалов, были предоставлены инжиниринговой компанией – победителем тендера. Стоимость капитальных вложений составила около $500 млн. Срок проектирования – 1,5 года. Срок строительства – 2 года. Срок окупаемости проекта с момента ввода НПЗ в эксплуатацию и до момента возврата кредита и процентов по кредиту составил 5 лет. Результаты расчета подтвердили высокую рентабельность проекта. НГЕ: Из каких источников будет осуществляться финансирование проекта? Соченко: Главная особенность проекта заключается в том, что финансирование будет осуществляться без привлечения Государственных денежных средств. Весь проект будет финансироваться за счет привлечения иностранного капитала. Проект уже частично финансируется нашим основным акционером – компанией Development of Industrial Technologies Ltd., и частично будет финансироваться иностранными инвестиционными банками, которые проявили интерес к нашему проекту. Пока назвать эти банки не могу, так как кредитные контракты на стадии согласования. НГЕ: Каким образом будет финансироваться научно-исследовательская деятельность технопарка, ведь научные исследования на начальном этапе Oil&GasEURASIA

МОДЕРНИЗАЦИЯ

OGE: What relationship do you have with the Yaroslavl Region Administration?

Sochenko: Our investment Project has received support from the Yaroslavl Region Government and at the Gavrilov-Yamskiy district Administration. We prepared an Agreement with the Government, which will be signed at the Investment Forum “Sochi 2012” in which we will participate as members of the Yaroslavl District delegation. We have already signed an agreement on collaboration with the Gavrilov-Yamskoy district Administration, which describes in detail participation of the Park of Industrial Technologies in all social programs to be realized in the district.

OGE: What has already been done for realization of the investment Project?

Sochenko: We determined a strategic investor for realization of the Project and jointly with this investor we registered the Industrial Technologies Park in Yaroslavl District, and also set up a design office in Moscow. The investment program has been formed and financing of the pre-project work has been started: – A land plot of 103 hectares was purchased and is now being transferred into the category of “industrial lands”.

– Meanwhile, geological and topographic surveys are carried out at this land plot, which are obligatory for the design and construction work.

– A notice of intent was prepared, public hearings on the Project were held and approval of the local population and regional administration was received.

– We prepared the documentation and organized international bidding for choosing the production flowchart, determined the general contractor for construction of the first stage of the Industrial Technologies Park – refinery construction on ЕРС turn-key terms (based on the FIDIC terms).

The contractor for the basic design was determined.

– The Engineering Assignment on Designing was prepared and coordinated with the general contractor.

– The business plan with the technological justification and feasibility study was prepared.

– We prepared a presentation of our Project for the international investment forum which will be held in Sochi on the 20 – 23 of September this year. Now we are negotiating with the Technopark Skolkovo regranting of branch status of Skolkovo in petrochemistry.

OGE: What are the most important tasks you need to solve in the nearest future?

Sochenko: I believe that the most important task is to solve the problem of tying the Technopark to the main oil pipeline. As I already noted, there are Regulations on tying to the oil pipelines approved by the RF Government Decree. Though formally we comply with the criteria listed in the regulations, without an approval of the Project by the Government we can have problems with receiving a permit for tying to the pipeline. We sent an invitation for participation in the International investment Forum “Sochi 2012” to all members of the Government responsible for modernization of oil-refining industry plants. Presentation of the investment Project on the Technopark's construction will be made at this Forum, and we hope to get an approval and administrative support of the Project.

CJSC Industrial Technologies Park Project Office: Moscow, Mosfilmovskaya st. 66, bld. 1 Post address: 119330, Moscow, Russia, P.O.B. 700 Phone / Fax: +7 (499) 143-67-25, 143-67-36 E-mail: Info@PARK-INTECH.com ЗАО «Парк индустриальных технологий» Проектный офис: Москва, ул. Мосфильмовская 66, стр.1 Почтовый адрес: 119330, Россия, Москва, а/я 700 Тел./Факс: +7 (499) 143-67-25, 143-67-36.

E-mail: Info@PARK-INTECH.com

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

всегда бывают затратными, а государственного финансирования, как правило, не хватает? Соченко: При разработке концепции предполагалось, что технопарк будет функционировать как самоокупаемое предприятие, научноисследовательская деятельность которого будет финансироваться за счет прибыли, получаемой от деятельности НПК. На первом этапе – это прибыль, получаемая от производства и реализации высококачественного автомобильного топлива, соответствующего стандарту не ниже Евро-5 и других нефтепродуктов. В последующем добавится прибыль, получаемая от внедрения созданных в технопарке и запатентованных технологий. НГЕ: Где планируется строительство технопарка? Соченко: В Гаврилов-Ямском районе Ярославской области. НГЕ: Какие отношения складываются с Администрацией Ярославской области? Соченко: Наш инвестиционный проект нашел понимание и поддержку как в Правительстве Ярославской области, так и в администрации Гаврилов-Ямского района. С Правительством подготовлено Соглашение, которое будет подписано на инвестиционном Форуме «Сочи 2012», в котором мы принимаем участие в составе делегации Ярославской области. С администрацией ГавриловЯмского района уже подписан договор о сотрудничестве, в котором подробно изложено участие ЗАО «Парк индустриальных технологий» во всех федеральных программах социальной направленности, осуществляемых в районе. НГЕ: Что уже сделано для осуществления инвестиционного проекта? Соченко: Для выполнения проекта определен стратегический инвестор, совместно с которым в Ярославской области зарегистрировано ЗАО «Парк индустриальных технологий», создан проектный офис в Москве. Сформирована инвестиционная программа, открыто финансирование предпроектных работ: – выкуплен в собственность земельный участок площадью 103 га, который в настоящее время переводится в категорию «земли промышленности»; – одновременно на участке проводятся геологические и топографические изыскания, которые обязательны для выполнения проектных и строительных работ; – подготовлено ходатайство о намерениях, проведены публичные слушания по проекту, получено одобрение местного населения и районной администрации.

– подготовлена документация и проведен международный тендер по выбору технологической схемы основного производства, определен генеральный подрядчик по строительству первой очереди технопарка – строительству НПЗ на условиях ЕРС «под ключ» (согласно терминологии FIDIC). Определен подрядчик по базовому проекту; – подготовлено и согласовано с генподрядчиком техническое задание на проектирование; – подготовлен бизнес-план с технологическим и технико-экономическим обоснованием; – подготовлена презентация нашего проекта на международном инвестиционном форуме, который пройдет 20 – 23 сентября в этом году в Сочи. Ведутся переговоры с технопарком «Сколково» о предоставлении нам статуса филиала «Сколково» по нефтехимии. НГЕ: Какие важные задачи вам предстоит решить в ближайшее время? Соченко: Наиболее важной задачей я считаю решение вопроса подключения технопарка к магистральному нефтепроводу. Как я уже сказал, существуют правила подключения к нефтепроводам, утвержденные постановлением Правительства РФ. Хотя мы формально соответствуем критериям, изложенным в правилах, но без одобрения проекта в Правительстве могут возникнуть сложности с получением разрешения на подключение. Мы разослали всем членам Правительства, отвечающим за модернизацию предприятий нефтеперерабатывающей отрасли, приглашение на Международный инвестиционный форум «Сочи 2012». На форуме состоится презентация инвестиционного проекта по строительству технопарка, и мы надеемся получить одобрение и административную поддержку проекта.

59

REFINERY AUTOMATION

ADVERTORIAL SECTION

Нет причины для тревоги Стив Элворт, Ergon Refining, Inc., США

Управление сигнализациями с минимальной предварительной пользовательской настройкой позволило достичь технологических улучшений на нефтеперерабатывающем заводе Ergon в Виксбурге

Н

ефтеперерабатывающий завод Ergon в Виксбурге, штат Миссисипи, США, стал одним из крупнейших производителей нафтеновых технологических масел в мире, способным перерабатывать до 23 тыс. барр. сырой нефти в день. Эти нафтеновые масла используются преимущественно в качестве нефтехимического сырья при производстве шин, смазочных материалов для различных отраслей промышленности, в том числе – технологических масел для металлообработки, типографских красок, трансформаторных масел и других продуктов. В настоящий момент на НПЗ в г. Виксбург работают две системы автоматизации: более старая распределенная система управления (РСУ), функционирующая около 20 лет, и новая система управления DeltaV компании Emerson, установленная в 2008 году при расширении НПЗ. Принципы и методы управления сигнализациями (алармами), используемые на НПЗ Ergon, были недостаточно эффективны с точки зрения операторов, поэтому было принято решение внедрить новые инструменты. Выбор был сделан в пользу интеграции данных инструментов в новую систему для оптимизации производства. Как и на многих других перерабатывающих предприятиях, на данном НПЗ регулярно срабатывает большое количество алармов даже при нормальной работе производства. При нарушениях технологических процессов возникала проблема избыточных сигнализаций, которая зачастую приводила к замешательству операторов и медленному реагированию. Помимо этого возникали и другие проблемы, связанные с управлением алармами, например: ● ложные алармы, которые в действительности не отражали наличие проблемы в технологическом процессе; ● возникновение потока избыточных алармов при нарушениях режима процессов; ● большое количество алармов о неразрешенных проблемах; ● отсутствие приоритезации алармов; ● недостаточная уверенность операторов в достоверности информации, передаваемой алармами. Требовалось решение, способное выполнить несколько задач. Первая задача заключалась в том, чтобы избавиться от ложных алармов, вызванных второстепенными причинами, при которых режим процесса зачастую находился в пределах нормы, но ошибочно определялся как проблемный. Во-вторых, необходимо было сгруппировать и ранжировать алармы для подготовки тревожных сообщений, требующих немедленных действий и обеспечения быстрого реагирования операторов. В-третьих, требовалось решение, которое позволяло бы сэкономить время работы персонала как при внедрении, так и при эксплуатации. Также ожидалось, что анализ алармов позволит усовершенствовать технологические процессы, поэтому персонал НПЗ с нетерпением ожидал внедрения решения.

завода, как данная система была успешно внедрена на перерабатывающих предприятиях, подобных НПЗ в Виксбурге. Однако более подробный анализ показал, что при использовании данной системы потребуется достаточно большое количество человеко-часов для анализа данных и создания специализированных отчетов, что сделало бы использование данной системы неоправданным. Компания Emerson Process Management, поставщик новой системы РСУ, установленной на предприятии, представила новое программное обеспечение для управления сигнализациями под названием DeltaV Analyze. Другие программные продукты Emerson, относящиеся к РСУ, демонстрировали хорошие результаты, поэтому было решено провести оценку этого продукта. Ожидалось, что данное ПО будет иметь значительные преимущества по сравнению с существующей системой управления алармами. В частности, одним из заявляемых преимуществ данного ПО была простота ввода в эксплуатацию и обслуживания, что являлось обязательным условием для компании Ergon. Как и на других перерабатывающих предприятиях, основная задача персонала компании Ergon – поддерживать отлаженную работу завода, не тратя чрезмерное количество времени на ввод в эксплуатацию и обслуживание новых решений. Опыт компании Ergon показывает, что многие поставщики средств автоматизации предлагают решения в сфере управления алармами и другие технологические усовершенствования, которые в теории способны обеспечить преимущества, но на практике не могут быть внедрены с помощью работающего на предприятии персонала. В качестве альтернативы для внедрения нового решения можно привлечь сторонних консультантов, но при этом необходимо достаточно большое количество времени для подбора и управления работой консультантов, и этот подход не решает проблему поддержки системы в будущем. Постоянные улучшения необходимы для оптимальной работы производства, но постоянно изменять и совершенствовать решения, разработанные и установленные другими, очень сложно. Минимизация времени, затрачиваемого персоналом завода на внедрение и эксплуатацию системы управления алармами, является ключом к успеху, а выполнение таких требований, в основном, зависит от двух факторов. Во-первых, система управления алармами должна быть проста в установке и эксплуатации. Во-вторых, она должна без особых усилий интегрироваться с существующей системой автоматизации процессов. Система Analyze, казалось, решает обе эти задачи, особенно, в части интеграции с системой автоматизации DeltaV.

В поиске решения

Изначально предполагалось, что управление алармами будет осуществляться вручную. Это означало, что каждый аларм необходимо было подробно проанализировать и определить, сигнализирует ли он о ситуации, требующей немедленного реагирования. Также требовалось проводить подробную оценку алармов для определения их взаимосвязи, чтобы объединить их в логические группы. Это означало огромный объем работы, выполняемой персоналом завода, поэтому было принято решение рассмотреть возможность использования специального программного обеспечения, способного автоматизировать выполнение данных задач. Первая система управления алармами первоначально показалась достаточно эффективной, а поставщик продемонстрировал персоналу

60

● Рис. 1. Данный стандартный отчет в формате Excel, показывает основные 20 источников сигнализаций, а также другую необходимую информацию.

Oil&GasEURASIA

АВТОМАТИЗАЦИЯ НПЗ В прошлом чрезмерное количество времени уже было потрачено на интеграцию различных продуктов промышленной автоматизации, которые предположительно были полностью открытыми и совместимыми. Поэтому, по возможности, требовалось избежать необходимости интегрировать систему DeltaV с системой управления алармами, поставляемой не Emerson. Помимо простоты интеграции, программное обеспечение Analyze должно было предоставить информацию о работе сигнализации, которая помогла бы исключить возникновение избыточного количества алармов. Программное обеспечение основано на стандартах ISA S18 и EEMUA 191, что позволяет упростить анализ алармов. Теоретически это позволило бы быстро выявить области или модули, где возникает наибольшее количество алармов в течение определенного промежутка времени. Это стало бы возможным при объединении системы Analyze с историческими данными о сигналах и событиях. Оценка показала, что Analyze соответствует потребностям компании Ergon, а успешный опыт с системой DeltaV в отношении эффективности и простоты использования подтвердил, что система Analyze лучше всего подходит для управления алармами. Следующим шагом стало внедрение, за которым последовала оценка полученных результатов.

Установка и конфигурирование

Analyze и Microsoft Office были установлены на существующей станции DetlaV ПрофессиональнаяПлюс (ProPlus), таким образом, не было необходимости приобретать и интегрировать отдельную рабочую станцию. Это позволило системе Analyze немедленно начать сбор информации из существующей базы данных о событиях – Журнал событий DeltaV (Event Chronicle). Программный пакет Analyze имеет задокументированную процедуру установки, которая занимает очень мало времени. Важнейший элемент Analyze – это данные журнала событий, которые легко доступны в системе автоматизации DeltaV. В большинстве случаев, в том числе и в случае компании Ergon, никакое конфигурирование при установке ПО не требуется, система автоматически начинает анализировать данные сразу после установки. Компания John H. Carter, местный бизнес-партнер Emerson, предоставила ряд услуг в рамках проекта, самая значительная из которых заключалась в добавлении «кнопки» программного обеспечения Analyze на каждой операторской станции DeltaV. Эта кнопка предоставила каждому оператору доступ ко всем отчетам по алармам, а также позволила каждому оператору просматривать информацию по алармам в различных форматах по их выбору. Данная функция имела особенное значение для успешного внедрения ПО, так как она помогла убедить операторов, что система Analyze призвана помочь им, а не быть очередным инструментом контроля для руководства. Как только система Analyze была установлена, встроенная функциональность обеспечения доступа к данным была активирована для просмотра стандартных отчетов в формате Excel со станций DeltaV, а также через веб-браузер – с помощью встроенных функций веб-сервера Microsoft, используемых ПО Analyze. Функциональность веб-сервера/браузера позволила не устанавливать дополнительное программное обеспечение на рабочие станции для обеспечения удаленного доступа, что обеспечило значительную экономию времени на начальной стадии реализации проекта и во время эксплуатации. Генерация всех необходимых отчетов осуществлялась по умолчанию, а специализированные отчеты можно было создать с помощью встроенных инструментов конфигурирования. Экономия средств и времени была обеспечена благодаря отсутствию необходимости приобретать новые рабочие станции, наличию встроенных инструментов генерирования отчетов, а также благодаря возможности обойтись без дополнительной интеграции, которая бы потребовалась, чтобы объединить иное программное обеспечение для создания отчетов с системой Analyze. Несмотря на то, что сотрудники Emerson были готовы оказать необходимую поддержку при установке системы Analyze, собственный персонал Ergon смог самостоятельно выполнить установку системы без посторонней помощи. Это имеет особое значение, ведь опыт показывает, что осуществлять поддержку системы гораздо проще, если собственный персонал способен самостоятельно выполнить установку и конфигурирование системы. Следующий шаг после установки и конфигурирования заключался в просмотре стандартных отчетов и определении мероприятий по решению найденных проблем.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Рис. 2. Нефтеперерабатывающий завод в г. Виксбурге стал одним из крупнейших производителей нафтеновых технологических масел в мире, что обусловило необходимость в эффективном управлении сигнализациями.

Стандартные отчеты, собственные результаты

Прежде всего необходимо было изучить обзорную страницу отчета, где графически представлена вся информация об алармах, в том числе активных на текущий момент, действия операторов, предпринятые в ответ на эти сигнализации, а также все события. Также на обзорной странице можно увидеть алармы сгруппированные по месту возникновения. Кроме того, вся информация представлена в динамике, что позволяет определить тренды. Точно так же как и страница общего вида, страница статистики по сигнализациям представляет собой стандартный отчет с подробной информацией о текущем состоянии системы управления алармами, включая среднюю частоту срабатывания алармов, пиковую частоту срабатывания алармов в течение 10 минут, а также время и дату пиковой активности. На данной странице также показана информация о среднем и пиковом времени подтверждения алармов, а также другие общесистемные данные по алармам. Несмотря на то, что обзорная страница и страница статистики по алармам уже предоставляли общую информацию об оповещениях в системе и хорошую основу для принятия решений, компании Ergon требовались более подробные данные для реализации корректирующих мероприятий. Для получения такой информации использовался другой вид стандартного отчета – страница отчета по распределению алармов. На этой странице представлено 20 самых часто срабатывающих алармов по общему количеству срабатываний и в среднем за час, что позволяло незамедлительно определить проблемные области. Например, один датчик генерировал около 100 алармов в час, что приводило к перенасыщению информацией. Выявленная проблема не являлась в действительности опасной ситуацией, но была вызвана статическими зарядами в соединении между датчиком и системой автоматизации. Это проблема была быстро устранена, что позволило решить проблему с источником ложных алармов. Кроме того, несколько точек вызывали алармы с частотой около 14 тыс. раз в день. Обнаруженные проблемы были связаны с дефектами проводки, что было без труда устранено сразу же после выявления проблемы с помощью системы Analyze. Другие ложные алармы могли быть связаны с неправильной настройкой контуров управления. Перенастройка контуров позволила не только устранить возникновение ложных оповещений, но и улучшить контроль технологического процесса. Еще в одном случае сработала сигнализация достижения предельно высокого уровня в резервуаре, а через три минуты сработала сигнализация аварийно высокого уровня. Данные по уровню передавались с аналогового прибора измерения уровня, поэтому изменить уставку аварийной сигнализации не составило труда. Анализ показал, что устранить проблему, вызвавшую срабатывание сигнализации в первый раз, было невозможно в течение трех минут, поэтому второй аларм был избыточным. Решение было простым: увеличить время реагирования с трех минут до такого значения, при котором возможно было бы отреагировать на первый аларм. Несмотря на то, что это была незначительная проблема, она была выявлена только после внедрения Analyze, а решение данной проблемы позволило устранить еще один ложный аларм.

61

ADVERTORIAL SECTION

Наконец, многие сигнализации оказались настроены неправильно. При заниженных настройках сигнализации срабатывали постоянно, при завышенных – не срабатывали никогда. В любом случае, операторы полагались на ненадежную информацию, что могло привести к возникновению серьезных проблем в будущем. Во время внедрения программа Analyze помогла персоналу завода сгруппировать алармы по конкретным аппаратам или процессам. Как обычно бывает на многих перерабатывающих предприятиях, основные единицы оборудования, такие, как компрессоры и насосы, вызывали срабатывание большого количества сигнализаций при возникновении неисправности. Функция программы Analyze по группированию алармов позволила сгруппировать несколько сигнализаций в общее оповещение о возникновении проблемы в конкретном месте, что значительно сократит количество срабатывающих сигнализаций и решит проблему их избыточности. Как только общее оповещение о возникновении проблемы подтверждено оператором, он может открыть страницу с информацией о состоянии конкретных аппаратов, чтобы разобраться в источнике проблемы. Стандартные отчеты, предоставляемые программой Analyze, а также легко настраиваемые специализированные отчеты позволяют персоналу завода задавать базовый уровень для управления алармами и выявлять наиболее критичные проблемы. Как только эти проблемы устранены, задается новый базовый уровень для оценки возможностей улучшений в будущем.

Результаты

В течение шести недель после внедрения данного программного обеспечения нефтеперерабатывающий завод смог сократить количество алармов на 40%, в основном за счет использования информации, предоставляемой в стандартных отчетах в формате Excel. Сокращение количества алармов позволило сосредоточить внимание на небольшом количестве оставшихся проблем, найти способ решения этих проблем и тем самым сократить количество алармов в дальнейшем. Нагрузка операторов значительно снизилась, что позволило им больше концентрироваться на управлении процессом, а не тратить время на нажатие кнопки подтверждения аларма. Также удалось повысить надежность контрольно-измерительных приборов, так как стандартные отчеты позволяют увидеть проблемы с полевыми устройствами, которые в большей части легко устранить. Это имело особое значение, так как операторы должны доверять показаниям приборов, чтобы принимать верные решения и предпринимать правильные действия. Компания Ergon использовала стандартные отчеты в формате Excel для анализа частоты срабатывания алармов и ответных действий операторов. При необходимости дополнительного анализа персонал имел возможность использовать данные непосредственно из отчета Excel. Отчет в формате Excel представляет собой стандартную таблицу, поэтому данные можно без труда использовать так, как потребуется. В рамках еженедельных производственных совещаний персонал НПЗ рассматривал стандартный отчет Analyze (рис. 1) и анализировал полу-

● Рис. 3. Новая система управления алармами позволяет

операторам тратить меньше времени на управление сигнализациями, что дает возможность исследовать и улучшить процесс переработки нефти.

62

REFINERY AUTOMATION ченные данные. Эти отчеты позволяют персоналу измерять достигнутый эффект, используя ключевые показатели эффективности, такие как количество алармов, среднее время подтверждение аларма, а также пиковое время срабатывания алармов. Каждый месяц предоставляется сводный отчет для руководящего персонала всех служб НПЗ. Цель заключается в том, чтобы каждый срабатываемый аларм считался значимым и обрабатывался в соответствии с установленной и известной процедурой. Некоторые ситуации, вызывающие сигнализации, могут быть достаточно сложными, а для их решения может потребоваться достаточно много рабочего времени опытного персонала завода, но большинство должно быть исправлено в течение короткого времени. В конечном счете, все оповещения должны указывать на нарушения технологического процесса, а при нормальной работе процессов никаких сигнализаций быть не должно. Процесс оценки показал, что несколько поставщиков могли предложить первоклассные системы управления алармами. Самая значительная разница между этими системами заключалась не в уровне качества, а в количестве времени и объеме знаний, которые требуются для внедрения, эксплуатации и поддержки функционирования системы.

Analyze был признан самым подходящим продуктом, а также системой, способной обеспечить значительные измеримые результаты без чрезмерных затрат времени и не требующей значительных знаний со стороны персонала завода. НПЗ в Виксбурге стала источником информации для других подразделений Ergon в области управления алармами. Хотя обработка алармов является задачей операторов, большинство проблем, выявленных программой Analyze, не имели никакого отношения к проблемам, которые должны решать операторы. Напротив, эти проблемы были связаны с организацией технологического процесса и требовали решения со стороны инженеров. После внедрения таких решений, улучшилось не только управление алармами, но и производственные процессы на заводе. В результате того, что завод стал работать более стабильно и на обработку алармов затрачивается меньше времени, операторы получили возможность улучшить качество управления процессом. Для компании Ergon программа Analyze стала не просто системой управления алармами, но и, что еще важнее, инструментом улучшения производственных показателей. Рассмотрение результатов, достигнутых с помощью программы Analyze, только с точки зрения управления алармами не позволяет до конца оценить его значение, так как в процессе анализа и устранения проблем, связанных с сигнализациями, реализуются улучшения производства, которые обеспечивают значительный возврат инвестиций.

Управление алармами и сохранение полученных знаний

С момента данного внедрения компания Emerson реализовала несколько улучшений системы управления алармами DeltaV Analyze. Например, последняя версия системы DeltaV имеет функцию справки WIKI, позволяющую сохранять информацию о передовых практиках. Как и на многих других НПЗ, на заводе в Виксбурге происходит смена поколений операторов. Несмотря на то, что более молодые операторы являются продвинутыми компьютерными пользователями, им не хватает производственных знаний, которые есть у более опытного персонала. Данная проблема решается за счет использования функции справки, которая позволяет пользователям сохранять и передавать знания между операторами. В частности, функция справки используется в качестве системы фиксирования информации для ввода комментариев, связанных с алармами, в систему DeltaV. Эти комментарии можно будет мгновенно просмотреть на лицевой панели или получить доступ к странице со сводной информацией, как только такой аларм будет получен в будущем. Функция фиксирования информации позволит персоналу документировать процесс решения проблемы, связанной с конкретным алармом, а также описать, где можно обнаружить причину возникновения данной проблемы.

Analyze используется на НПЗ в Виксбурге как для управления алармами, так и для улучшения технологических процессов. Планируется также использовать функцию фиксирования информации для хранения передовых практик, связанных со всеми процессами на заводе. Это позволит операторам и специалистам по автоматизации НПЗ Ergon обмениваться опытом по эксплуатации предприятия и управлению алармами. Более подробную информацию о системе DeltaV читайте на сайте: www.metran.ru/products/sys/DeltaV/ Первоначально опубликовано в журнале Hydrocarbon Engineering, март 2012 года.

Oil&GasEURASIA

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

Новые реагенты для освоения скважин после операций бурения, глушения полимерными растворами и гидравлического разрыва пласта Андрей Меркулов (ООО «Зиракс»), Александр Миков, Анатолий Шипилов, Вадим Журавлев (ЗАО «ПОЛИЭКС»), Руслан Зонтов (ООО «Газпром Добыча Астрахань»)

К

омпания «Зиракс» уже более 10 лет работает на рынке как производитель специализированной химии, предназначенной для нефтегазодобычи. Основными направлениями деятельности являются разработка и производство высокочистых щадящих жидкостей глушения скважин на основе солей натрия, магния, кальция и кислотных составов на основе синтетической соляной кислоты для повышения нефтеотдачи, освоения скважин после операций бурения, глушения и гидроразрыва пласта. Основным приоритетом компании является движение от потребностей рынка и заказчиков. Так, при строительстве нефтяных и газовых скважин и проведении их капитальных ремонтов широко применяются полимерные составы. Основными операциями с применением полимеров являются: ● бурение; ● глушение; ● водоизоляционные работы; ● гидравлический разрыв пласта; ● большеобъемные обработки призабойной зоны. При капитальном ремонте скважин полимерные составы используются для потокоотклонения или предотвращения попадания технологических жидкостей в коллектор. При этом в качестве полимерных материалов используются как синтетические материалы – полиакриламиды и их сополимеры, – так и полимеры природного происхождения – карбоксиметилцеллюлоза, гуаровые смолы, крахмал, ксантановая камедь. Наряду с очевидными преимуществами данных материалов существует ряд проблем, связанных с их негативным воздействием на призабойную зону пласта и снижением фильтационных свойств коллектора. Основная причина заключается в том, что любой полимер содержит твердую фазу, которая является потенциальным кольматантом. Кроме того, высоковязкие гели при попадании в призабойную зону пласта образуют стойкий экран, препятствующий течению не только воды, но и углеводородной фазы. При бурении полимеры используются для регулирования технологических параметров бурового раствора. Наряду с ними могут использоваться различные утяжелители на основе глин или барита. Такие полимер-глинистые растворы также могут являться причиной кольматации призабойной зоны пласта, образуя на породе коллектора корку бурового раствора. В связи с этим, при освоении скважин после бурения, необходимо обеспечить разрушение корки, чтобы достичь проектных показателей добычи. Применяемые в ряде случаев кислотные ванны не решают данную проблему, так как соляная кислота слабо реагирует как с полимерами, так и с глинами. Поэтому актуальной является задача создания комплексного реагента, позволяющего разрушать кольматирующие экраны, образованные различными полимерными и полимер-глинистыми растворами. Совместно со специалистами компании ЗАО «ПОЛИЭКС» были проведены исследования и поставлены на промышленную основу производство кислотных составов, позволяющих решить данную задачу. На первом этапе проведены исследования с целью подбора оптимальной рецептуры состава для эффективного разрушения корки бурового раствора. Известно, что при фильтрации жидкого бурового раствора в ПЗП происходит практически полное разделение его фаз: фильтрат (с растворенными в нем компонентами) проходит в пласт, вызывая гидрата-

64

цию при наличии глинистых включений, а отфильтрованная дисперсная твердая фаза с возникшим избытком концентрации глинистых частиц, полимерсодержащих реагентов и остаточной обводненностью около 30% образует глинистую корку и кольматирует ПЗП. В связи с этим, для оценки эффективности разработанного состава, использовалась специальная методика, учитывающая данный механизм воздействия бурового раствора на ПЗП. Готовился глинистый раствор, моделирующий наиболее сложную для разрушения систему. Его состав приведен в табл. 1. ● Табл. 1. Состав полимер-глинистого бурового раствора Наименование

г

%

Глина бентонитовая марки ПБ

25,0

16,6-16,4

Крахмал

0,5-1,5

0,3-1,0

КМЦ

0,25-0,5

0,2-0,4

Барит

25,0

16,6-16,4

Вода

100,0

66,3-65,8

ИТОГО:

150,75-152,00

100,0

В навеску готового раствора (50 г) добавлялась навеска глины (50 г) и тщательно перемешивалась до тестообразной консистенции (с остаточной обводненностью 30-33%), приготовленное «тесто» помещали в эксикатор и оставляли на набухание в течение трех-четырех часов. Из готового «теста» формировали одинаковые образцы шарообразной формы весом 4,0 г – непосредственно перед проведением исследований. Схема оборудования для оценки динамики разрушения искусственного образца приведена на рис. 1.

● Рис. 1. Схема лабораторного оборудования для оценки динамики

разрушения искусственного образца кольматирующей твердой фазы.

Oil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ Замеры динамики разрушения выполнены весовым способом. Продолжительность воздействия реагентного раствора составляла один час. Подбиралась рецептура, позволяющая совместить в одном реагенте кислотный состав и разглинизатор. Результаты опытов приведены на рис. 2.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

исследования на образцах полимерных растворов на основе полиакриламидов и полисахаридов. В качестве примера рассмотрим результаты лабораторного тестирования состава ФЛАКСОКОР 110 на буровых растворах на основе полисахаридов без нерастворимой твердой фазы. Характеристики раствора даны в табл. 2. ● Табл. 2. Характеристики полимерного бурового раствора

● Рис. 2. Динамика снижения веса образца кольматирующей

твердой фазы и характер его разрушения под воздействием растворов в HCl. Характер разрушения образца представлен на рисунке 3. Практически во всех исследуемых составах, наблюдался одинаковый характер разрушения глинистого образца: ● В начальный момент времени – интенсивное разрушение (бурная реакция по всей поверхности образца с образованием пены); ● В течение последующих 5-10 мин – убыль относительного веса в быстром темпе до остаточной величины 50-80%; поверхность образца неравномерно разрушается, мельчайшие отпавшие частички поднимаются вместе с пеной (эффект флотации), а более крупные – оседают через сетку на дно стакана; ● Дальнейшее постепенное снижение темпа убыли относительного веса в течение 50-55 мин; остаточный вес образца его размеры и форма – различны для каждого декольматирующего состава, как показано на рис. 3; ● в 4%-м растворе в HCl глинистый образец за время проведения опыта разрушился полностью.

● Рис. 3. Характер разрушения образца кольматирующей твердой

фазы под воздействием растворов в HCl.

Состав получил название ФЛАКСОКОР 110, в настоящее время на производственных площадях ООО «Зиракс» запущено его серийное производство, идут опытно-промышленные испытания в различных нефте- и газодобывающих компаниях. Уже получен положительный опыт в подразделениях компании ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «Газпром». С целью проверки эффективности состава ФЛАКСОКОР 110 для разрушения других полимерных композиций проведены лабораторные Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Наименование показателя

Значение

Плотность

1,21 г/см3

Условная вязкость

43 с

Водоотдача

2,5 см3/30 мин.

рН среды

7,5

Эффективность комплексного реагента ФЛАКСОКОР 110 оценивалась в сравнении с разглинизатором КДС-2 и кислотным составом ФЛАКСОКОР 210. Методика проведения испытаний аналогична изложенной выше. При этом замерялось время полного разрушения образца кольматирующей твердой фазы. Результаты исследований представлены на рис. 4.

● Рис. 4. Скорость разрушения образца кольматирующей твердой фазы полимерного бурового раствора в растворе реагентадеструктора.

Следует отметить, что комплексный состав ФЛАКСОКОР 110 значительно превосходит по эффективности как состав для деструкции полимерглинистых композиций КДС-2, не содержащий соляной кислоты, так и кислотный состав ФЛАКСОКОР 210, предназначенный для большеобъемной обработки ПЗП. При этом эффективность раствора КДС-2 значительно ниже деструкторов, содержащих соляную кислоту. Таким образом, ФЛАКСОКОР 110 может быть эффективно использован для разрушения кольматационных экранов, образующихся в призабойной зоне пласта как за счет полимерных, так и полимер-глинистых растворов. На основании полученных результатов рекомендовано применение данного состава для освоения скважин после бурения, глушения полимерными растворами и гидравлического разрыва пласта. Компания «Зиракс» проводит весь цикл работ, начиная от понимания и системного анализа проблемы скважины до подбора наиболее подходящей рецептуры кислотного состава, его производства и контроля качества на заводе в Волгограде, а также доставки, хранения на скважине в период использования, контроля за технологией применения и анализа результатов. Имея собственный парк железнодорожных цистерн, а также возможность поставок в пластиковых кубах, компания «Зиракс» обладает также логистическими преимуществами для осуществления поставок на месторождения. Уже более трех лет сервисное подразделение «Зиракс-Нефтесервис» успешно осуществляет следующие операции: кислотные ванны, ОПЗ (обработка призабойной зоны), БОПЗ (большеобъемная обработка призабойной зоны), кислотный гидроразрыв пласта и т.д. Работа данного подразделения позволяет выполнять работу «под ключ», что гарантирует успешный конечный результат.

65

FPSO

ADVERTORIAL SECTION

Floating Production, Storage and Offloading (FPSO)

Плавучие нефтепромысловые платформы (ПНП)

This article was supplied by Sulzer Pumps

Статья предоставлена компанией Sulzer Pumps

eepwater and remote offshore locations in undeveloped areas have led to the growth of use of FPSO production vessels. The requirements in FPSO are very demanding, including compact installation space, open deck environment and ship movements. We offer pumps that are tailor made for FPSO applications like water injection, seawater lift, water treatment, flow assurance, fire-fighting, and crude oil off-loading. Specifically in water injection, reliable water injection is critical to modern oil production processes and relies on efficient, reliable pumps that can operate for extended periods before needing maintenance. Our range of pumps specifically tailored for injection applications reduces cost and lead times for our customers.

Sulzer Pumps offers a broad range of multistage pump types (BB3 and BB5) for water injection, direct drive and high speed solutions for ultra deepwater service. We are the technology leader in this field with unrivalled experience and references above 2,000-3,000 meters of head – record breaking applications, including the world’s largest and highest pressure sea water injection pumps.

Re-injecting produced water is an extremely abrasive application and detrimental to pumps performance will be evident sometimes within weeks on extreme application. Together with Sulzer Metco, another division within Sulzer, we have developed coating technology that will greatly extend the pump life (approximately 18-24 months vs. six-eight weeks for unprotected pumps).

еобходимость проведения работ в отдаленных глубоководных морских участках неосвоенных территорий обусловила расширение применения плавучих нефтедобычных судов FPSO (плавучих нефтепромысловых платформ – ПНП). Требования к FPSO очень жесткие, необходимо учитывать такие факторы, как ограниченное пространство для установки, наличие открытой палубы и движение судна. Мы предлагаем насосы, специально разработанные для использования на ПНП (FPSO): например, для закачки воды в пласт, забора морской воды, водоподготовки, обеспечения бесперебойного режима подачи потока продукции, пожаротушения и отгрузки сырой нефти. Особенно при нагнетании воды в пласт, надежность оборудования имеет важнейшее значение в современных процессах нефтедобычи и может быть достигнуто только с использованием высокоэффективных насосов, которые имеют длительный межремонтный период. Линейка наших насосов, специально разработанных для нагнетания воды в пласт, позволяет сократить время выполнения заказа и капитальные затраты наших клиентов. Компания Sulzer Pumps предлагает широкий ряд многоступенчатых насосов (BB3 и BB5) с прямым приводом для закачки воды в пласт, также высокооборотные модели для применения на глубоководье. Мы занимаем лидирующие позиции по технологиям в этой области, имея непревзойденный практический опыт и рекордные значения напора насосов 2 000-3 000 м. Мы располагаем насосами

D

66

Н

Oil&GasEURASIA

ПНП

The BB3 and BB5 pumps are also used for flow assurance service.

Although they might be operated infrequently, the availability of these pumps are critical to maintain oil production in cold deep water.

We provide sea water lift pumps, caisson mounted line-shaft with electro-submersible motors. They are typically in the 2,500 cu. m/hour range and are suitable for High Voltage (HV) power supply (11 kV). In addition, we also supply dry mounted pumps to be located in the engine room lifting sea water from the hull sea chest.

In the water treatment area, Sulzer pumps provides BB2 single and twostage pumps for High Pressure (HP) membrane sulphate reduction package (SRP) service. With a growing trend toward injection of near-potable water for enhanced oil recovery, the BB3 and BB5 multistage pumps for the same HP membrane service are used.

Sulzer OHH pump range is the work horse of the top-side supplied for a variety of hydrocarbon and process/auxiliary applications, which are continually upgraded to meet the requirements of the latest generation of ISO standards.

For exporting of crude oil via Catenary Anchor Leg Mooring (CALM), buoy or directly to Floating Storage and Offloading (FSO)/shuttle tanker, the BB1 pumps are used to boost the flow from the cargo pumps to around 30 bar, speed variation is normally achieved either via a mechanical fluid coupling or electric motor Variable Frequency Drive (VFD).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

для закачки морской воды, имеющими самые большие размеры и рассчитанными на максимально высокие значения давления. В процессе повторного закачивания попутно добываемой воды присутствует чрезвычайно высокое количество абразивного материала, что оказывает разрушительное действие на насосы, заметное порой после нескольких недель работы насоса в таких экстремальных условиях. Совместно с Sulzer Metco, другим подразделением компании Sulzer, мы разработали технологию покрытия, которая обеспечивает значительное увеличение безремонтного срока службы насосов (с шести-восьми недель работы насосов без покрытия до приблизительно 18-24 месяцев). Насосы BB3 и BB5 используются также для обеспечения бесперебойного режима подачи потока продукции. Хотя эксплуатироваться они могут периодически, наличие таких насосов имеет важнейшее значение для поддержания нефтедобычи в глубоководных участках с водой, имеющей низкую температуру. Мы предлагаем насосы для забора морской воды, установленные в кессоне и соединенные с электропогружными моторами с помощью ведущего вала. Они обычно рассчитаны на 2500 м³/час и могут работать от источника высокого напряжения (11кВ). Кроме того, мы поставляем так называемые «сухие» насосы, которые устанавливаются в машинном отделении для забора морской воды из кингстонной приемной коробки корпуса. Для задач водоподготовки компания Sulzer Pumps производит одноступенчатые и двухступенчатые насосы BB2 для операций по удалению сульфатов при высоком давлении с использованием мембранной технологии. С учетом того, что во вторичных методах добычи нефти усиливается тенденция к использованию практически питьевой воды, многоступенчатые насосы BB3 и BB5 применяются для таких же операций с использованием мембранной технологии. Линейка насосов Sulzer OHH – это лучшие технические решения для эксплуатации в нефтедобыче и сопутствующих операциях; они постоянно обновляются с тем, чтобы удовлетворять требованиям последних стандартов МОС (ISO). Для создания выходного давления до 30 бар при отгрузке сырой нефти через точечный причал типа CALM, буй-хранилище или прямо из плавучих нефтеналивных хранилищ FSO используются насосы BB1; регулирование скорости обычно осуществляется посредством гидравлической муфты или электроприводом с частотным регулированием.

67

GAS TRANSFER

ADVERTORIAL SECTION

Saturn – Gazovye Turbiny to Provide GasCompressor Units for the “South Stream” Project «Сатурн – Газовые турбины» обеспечит перекачку газа в проекте «Южный поток» This article was supplied by Saturn – Gazovye Turbiny

T

he company Saturn – Gazovye Turbiny has won the bid for delivery of 22 gas-compressor units.

Each unit’s capacity is 25 MW. The units will be used to build “Kazachya”, “Korenovskaya” and “Shakhtinskaya” compressor stations on the “South Stream” gas pipeline.

Over the 12-year period, Gazprom has been the main customer of our сompany for delivery of energy and gas-compressor equipment. In 2012 Saturn – Gazovye Turbiny received an order for the delivery of units for the Nord Stream project.

During Gazprom representatives’ last visit to our company, they noted that Saturn – Gazovye Turbiny was set to increase its competitiveness steadily. To achieve the set goal, the company intended to improve its products, provide the aftersale service, and efficiently use its resources.

The project which envisages construction of gas transportation system (GTS) “Southern Corridor” is implemented by Gazprom group of companies.

The project’s goal is to supply additional volumes of natural gas to a number of regions in the central and southern Russia.

Статья предоставлена компанией ОАО «Сатурн – Газовые турбины»

О

АО «Сатурн – Газовые турбины» стало победителем тендера на поставку 22 газоперекачивающих агрегатов мощностью 25 МВт для строительства КС «Казачья», «Кореновская», «Шахтинская» газопровода «Южный поток». На протяжении 12 лет ОАО «Газпром» является основным заказчиком энергетического и газоперекачивающего оборудования нашего предприятия. В 2012 году компании «Сатурн – Газовые турбины» был сделан заказ на поставку агрегатов для проекта «Северный поток». Во время последнего визита представителей компании «Газпром» на предприятие был отмечен курс ОАО «Сатурн – Газовые турбины» на постоянное повышение конкурентоспособности засчет улучшения качества продукции, фирменного сервисного обслуживания и эффективного использования ресурсов. Проект строительства ГТС «Южный коридор» реализуется группой компаний «Газпром» в целях обеспечения ряда регионов центральной и южной России дополнительными объемами природного газа для развития промышленности, коммунального хозяйства, расширения газификации, а также в целях обеспечения подачи газа в «Южный поток». По последним новостям ОАО «Газпром» завершило подготовку проектной документации первого этапа строительства газо● Table 1. Performance parameters of gas turbine engine PS-90GP-25 (as per ISO) транспортной системы (ГТС) ● Табл. 1. Эксплуатационные параметры газотурбинного двигателя ПС-90ГП-25 (в условиях ISO) «Южный коридор». В соответствии с планом, первый этап Unit of measurement Parameter / Наименование параметра Value / Значение Единицы измерения строительства ГТС «Южный коридор» начнется уже в декаNominal capacity / Номинальная мощность kW / кВт 25 600 бре 2012 года, а завершитEffective efficiency / Эффективный КПД %, at least / %, не менее 39,2 ся в 2015 году одновременPower turbine shaft speed / Частота вращения вала силовой но с пуском первой очереди RPM / об/мин 5 000 турбины «Южного потока».

Fuel gas flow rate at nominal operating conditions Первый этап реализации kg/h / кг/ч 4 745 Расход топливного газа на номинальном режиме работы проекта «Южный коридор» Gas temperature at the engine outlet / Температура газа на С, maximum / °С, не более предполагает строительство 488 выходе из двигателя линейной части ГТС протяженностью 834 км от компресOverhaul period / Межремонтный ресурс hr, minimum / ч, не менее 25 000 сорной станции «Писаревка» Assigned lifetime / Назначенный ресурс hr, minimum / ч, не менее 100 000 в Воронежской области

68

Oil&GasEURASIA

ТРАНСПОРТ ГАЗА

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

This should facilitate develop- ● Table 2. Main parameters of gas-compressor unit GPA-Ts-25 (at the station) ment of industry, communal sys- ● Табл. 2. Основные параметры газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-25 (в станционных условиях) tem, extension of the gas-supply Unit of measurement / system, and also ensure delivery Parameter / Наименование параметра Value / Значение Единицы измерения of gas to the South Stream pipeNominal capacity / Номинальная мощность kW / кВт 25 000 line.

According to the latest news, Effective efficiency / Эффективный КПД %, minimum / %, не менее 37.9 Gazprom completed the design Overhaul period / Межремонтный ресурс hr, minimum / ч, не менее 25 000 documentation for the first stage of construction of the “Southern Assigned lifetime / Назначенный ресурс hr, minimum / ч, не менее 100 000 Corridor” GTS (gas transportaUnit service life / Срок службы агрегата years / лет 20 tion system). In accordance with Serviceability ratio / Коэффициент эксплуатационной the schedule, the first stage of the minimum / не менее 0.98 готовности “Southern Corridor” GTS will be Seal type / Тип уплотнений dry gas seals / сухие газовые уплотнения launched in December 2012 and completed in 2015. The compleUtilized fuel / Используемое топливо transported gas / транспортируемый газ tion is to coincide with commisTime of unit start-up and process stabilization / Время пуска min, maximum / мин, не 20 sioning of the South Stream’s ГПА и выхода на номинальный режим более first stage. до КС «Русская» в Краснодарском крае, включая сооружение трех КС During the first stage of the “Southern Corridor” construction, it is planned to build the linear section «Шахтинская», «Кореновская», «Казачья». Первый агрегат типа ГПА-Ц-25 был изготовлен и предъявлен комиссии of the GTS. The section’s length is 834 kilometers. It will join “Pisarevka” compressor station (CS) in Voronezh Region to “Russkaya” CS in the «Газпрома» в 2010 году. Для проекта «Южный поток» в основе агрегата Krasnodar Territory. Also, the stage includes the construction of three CS – лежит двигатель ПС-90ГП-25, разработанный пермскими специалистами. который будет использоваться при строительстве магистрального газо“Shakhtinskaya”, “Korenovskaya” and “Kazachya”.

The first unit GPA-Ts-25 was manufactured and presented to the Gazprom провода «Южный поток». Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-25 – одна из новейших разрабоcommission in 2010. The unit is to be used for for the South Stream project.

It is based on the engine PS-90GP-25 that has been designed by Perm spe- ток в модельном ряду ОАО «Сатурн – Газовые турбины». Данная установка вобрала в себя самые совершенные и современные технологии газоcialists; this engine will be used for the South Stream main gas pipeline.

The gas-compressor unit GPA-Ts-25 is one of the latest products in Saturn турбинной и компрессорной отрасли. Так, в качестве привода используется газотурбинный двигатель – Gazovye Turbiny’s prooduct line. This unit includes the newest technoloПС-90ГП-25 производства ОАО «Авиадвигатель», специально созданный gies developed by the gas-turbine and compressor industry.

It is driven by a gas turbine engine PS-90GP-25 manufactured by для применения в компрессорных установках и имеющий высочайшие Aviadvigatel. The engine was designed specifically for gas compressor appli- эксплуатационные показатели (см. табл. 1). В ГПА-Ц-25 применяется нагнетатель типа РТМ 25 производства cation and has the best operational characteristics (see Table 1).

The gas-compressor unit GPA-Ts-25 uses a compressor of RTM 25 type ООО «РусТурбоМаш». Нагнетатели этой серии разработаны с испольmanufactured by RusTurboMash. Compressors of this series are designed зованием передовых технологий компании Siemens специально для with application of the leading-edge technologies of Siemens specifically for нужд ОАО «Газпром». Нагнетатель газа имеет лучшие показатели по the needs of Gazprom. This gas compressor has the best efficiency parame- эффективности, его КПД достигает 88%, что на 3% лучше аналогов ter reaching 88 percent, which is by 3 percent higher than the same parame- других производителей. Он отвечает самым строгим требованиям в части надежности, эффекter of analogs manufactured by other producers.

In terms of reliability, efficiency and serviceability, it satisfies the strictest тивности и эксплуатационной пригодности. Частота вращения вала комrequirements. Compressor shaft speed is the same as the speed of the gas прессора совпадает с частотой вращения силового вала газовой турбины, turbine power shaft, which makes it possible to exclude the reducer from the позволяя исключить из конструкции редуктор, что значительно удешевdesign. Thus, the unit becomes significantly cheaper and its reliability char- ляет агрегат и повышает показатели его надежности. За взаимодействие привода и приводимого оборудования, а также функacteristics become much better.

Interaction between the drive and driven equipment, as well as operation ционирование всех вспомогательных систем агрегата отвечает система автоof all auxiliary systems of the unit are ensured by the automatic control sys- матического управления. Данная система относится к последнему покоtem (ACS). This system belongs to the latest ACS generation and ensures лению САУ и обеспечивает выполнение всех функций управления, инфорfulfilment of all control, informing, tracking and protection functions neces- мирования, отслеживания и защиты, необходимых для надежной работы газоперекачивающего агрегата. sary for the reliable operation of a gas-compressor unit. Применение в конструкции агрегата самых современных комплектуюThe unit’s design was based on the latest components and employed the highest potential of the Saturn – Gazovye Turbiny designers. That is why – щих в сочетании с использованием высочайшего потенциала конструкwhen designing the GPA-Ts-25 – it was possible to achieve performance and торского бюро ОАО «Сатурн – Газовые турбины» в проектировании ГПАreliability characteristics comparable with same characteristics of products Ц-25 позволило достичь эксплуатационных параметров и показателей надежности на уровне ведущих мировых производителей (см. табл. 2). manufactured by the world’s leading producers (see Table 2). Система менеджмента качества ОАО «Сатурн – Газовые турбины» серThe Saturn – Gazovye Turbiny quality management system is certified in accordance with ISO 9001:2008 (GOST R ISO 9011-2008) and Gazprom тифицирована по ISO 9001:2008 (ГОСТ Р ИСО 9011-2008) и стандарту Standard STO 9001-2006 which, by many parameters, is considered the «Газпром СТО 9001-2006», который, по многим параметрам, является наиболее строгим отраслевым нормативным документом. strictest standard of the industry. В производстве ГПА-Ц25 применяется новейшее оборудование и изоThe latest equipment and inventions of the company’s specialists are used for GPA-Ts-25 manufacturing. For example, all mounting pads of the unit’s бретения специалистов компании. К примеру, все монтажные площадsupport frame (the frame’s length approximates 12 meters) undergo lathing ки опорной рамы агрегата (длина рамы около 12 м) проходят токарную on the portal five-access machine that has a 14-meter table and allows for обработку на портальном пятикоординатном обрабатывающем центре only 0.01 mm error. This ensures unsurpassed accuracy and makes easy the с длиной стола 14 метров и погрешностью до 0,01 мм, что обеспечивает непревзойденную точность и простоту последующей центровки обоconsequent equipment alignment.

By 2015, Saturn – Gazovye Turbiny will deliver all 22 units for the рудования. До 2015 года ОАО «Сатурн – Газовые турбины» поставит на западную South Stream’s western branch. Eight of them will be delivered to “Kazachya” CS, nine – to “Korenovskaya” CS and the remaining five – ветку «Южного потока» все 22 агрегата. Из них восемь на КС «Казачья», девять на КС «Кореновская» и пять на КС «Шахтинская». to “Shakhtinskaya” CS. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

69

R&D

ADVERTORIAL SECTION

PJSC “YUZHNIIGIPROGAZ” – the Leading Research, Design and Survey Institute of Oil and Gas Sectors in CIS Countries ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» – ведущий научный и проектно-изыскательский институт нефтегазовой отрасли стран СНГ This article was supplied by PJSC “YUZHNIIGIPROGAZ” Статья предоставлена компанией ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ»

P

П

JSC “YUZHNIIGIPROGAZ” perАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» выполняет следуюforms the following operations: щие виды работ: 1. Engineering design of oil and gas 1. Технологическое проектирование объектов газоindustry facilities: вой и нефтяной промышленности: ● Field facilities related to develop● промысловые сооружения, связанные с ment of gas and oil-and-gas condenобустройством газовых и нефтегазоконденсатных sate fields; месторождений; ● Transmission pipelines and ● магистральные трубопроводы и подземunderground facilities for gas, oil, gas ные хранилища газа, нефти, газового конденсата condensate and their products; и продуктов их переработки; ● Plants and units for natural gas ● заводы и отдельные установки по перераprocessing, oil, gas condensate and ботке природного газа, нефти, газового конденсаassociated products; та и сопутствующих продуктов; ● Facilities supplying gas fuel at ● объекты снабжения газовым топливом с pressure up to 1.2 MPa to industrial давлением до 1,2 МПа предприятий и населенplants and settlements; ных пунктов; ● Motorway filling stations uti● автомобильные заправочные станции с lizing liquefied, compressed hydroиспользованием сжиженных, сжатых углеводородcarbon gas and oil products as fuel ных газов и нефтепродуктов в качестве моторноproducts. го топлива.

2. Development of urban-planning 2. Разработка градостроительной документации. documentation.

3. Архитектурное проектирование. ● Director of PJSC “YUZHNIIGIPROGAZ”, Vladimir 3. Architectural engineering.

4. Строительное проектирование.

Dmitrievich Bondartsov 4. Structural design.

5. Проектирование инженерных сетей и систем: ● Директор ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» – Бондарцов 5. Design of pipelines and networks: ● отопление, вентиляция, кондиционирование; Владимир Дмитриевич. ● Heating, ventilation and air con● водоснабжение, канализация; ditioning (HVAC); ● тепло- и газоснабжение; ● Water supply, sewage systems; ● холодоснабжение; ● Heating and gas supply; ● электроснабжение до 35 кВ, электрические освещение и отопление; ● Refrigeration; ● автоматизация и КИП; ● Power supply up to 35 kV, electric lighting and heating; ● связь, радио, телевидение; ● Automation and instrumentation; ● механизация и транспорт (внешний и внутриплощадочный). ● Communication, radio, television; 6. Разработка специальных разделов проектов, среди которых охра● Mechanical aids and transport (external and on-site). на окружающей среды, защита строительных конструкций от коррозии, 6. Development of special sections of design documents including envi- инженерно-технические мероприятия гражданской обороны, управлеronmental protection, corrosion protection of structural units, technical ние производством и предприятием, организация строительства, сметная actions of civil defence, production and plant management, construction документация. arrangements and cost estimating documentation.

7. Проектный инжиниринг, в том числе разработка инвестиционных 7. Design engineering including development of investment intentions намерений и технико-экономических обоснований на строительство, and feasibility studies on construction, acquisition and preparation of получение и оформление исходных данных для проектирования, техthe initial design data, project technical support and field construction ническое сопровождение проектов и авторский надзор за строительsupervision. ством.

70

Oil&GasEURASIA

НИОКР

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

8. Geodetic, geological, hydro-meteorological and ecological engineering surveys.

Specialists of the Institute use established standards and guidelines of the CIS and nonCIS countries in their work, the design documentation can be translated into the English and German languages.

PJSC “YUZHNIIGIPROGAZ” today is a creative team that includes over 800 highly skilled employees possessing adequate experience and CAD facilities who are able to solve numerous complicated scientific, technical and practical problems.

The Institute is equipped with state-of-theart computing hardware and software packages that enables it to produce design engineering documentation at a high technical level.

The employees of the Institute use AutoCAD 2008-2013 Autodesk, Microstation of Bentley, AVEVA PDMS, Kompas and other platforms to design 3D simulations.

● Komsomolskaya compressor station. ● КС Комсомольская.

● Purovsky Condensate Processing Plant. ● Пуровский ЗПК.

The Institute is certified by the Russian self-regulating organizations Inzhener-Proektirovshik, Inzhener-Izyskatel and AIIS, permitting it to perform the design and survey work which could affect safety aspects of capital construction jobs, and also by the state licenses of Ukraine.

Internal activity of the Institute is regulated by the dedicated management systems complying with the appropriate international requirements.

8. Инженерно-геодезические, инженерно-геологические, инженерно-гидрометеорологические, инженерно-экологические изыскания. Специалисты института работают с использованием стандартов и нормативов стран СНГ и дальнего зарубежья, проектная документация может выполняться с переводом на английский и немецкий языки. ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» сегодня – это творческий коллектив из более чем 800 высококвалифицированных специалистов, обладающих достаточным опытом, владеющих средствами автоматизированного проектирования и способных решать многие сложные научно-технические и практические проблемы. Институт полностью оснащен современной вычислительной техникой и программными комплексами, позволяющими выпускать проектную документацию на высоком техническом уровне. При проектировании институт использует трехмерное моделирование объектов на базе платформ AutoCAD 2008-2013 Autodesk, Microstation фирм Bentley, AVEVA PDMS, Компас и др. Права на производство проектных и инженерноизыскательских работ института подтверждены свидетельствами российских саморегулируемых организаций НП «Инженер-проектировщик», НП «Инженер-изыскатель» и НП «АИИС» о допусках к работам по выполнению проектных и изыскательских работ, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства, и государственными лицензиями Украины. Внутренняя деятельность Института регулируется разработанными и внедренными системами менеджмента, соответствующими международным требованиям.

PJSC “YUZHNIIGIPROGAZ” details:

ПАО «ЮЖНИИГИПРOГАЗ»:

Director:

Vladimir Dmitrievich Bondartsov

Директор:

Бондарцов Владимир Дмитриевич

First Deputy Director – Chief Engineer:

Viktor Vasilievich Kolomiytsev

Первый заместитель директора – главный инженер:

Коломийцев Виктор Васильевич

Telephone:

+380 (62) 305 76 61 (reception room)

Телефон:

+380 (62) 305 76 61 (приемная)

Fax:

+380 (62) 305 71 76

Факс:

+380 (62) 305 71 76

Mail address:

169-G, Artema Street, Donetsk, 83004, Ukraine

Почтовый адрес:

ул. Артема, 169-Г, Донецк, 83004, Украина

E-mail: ex@yuzh-gaz.donetsk.ua

E-mail: ex@yuzh-gaz.donetsk.ua

http://www.ungg.org

http://www.ungg.org

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

71

OILFIELD SERVICES

ADVERTORIAL SECTION

Oilfield Services:

Prompt, Efficient and Convenient

Нефтесервис:

быстро, выгодно, удобно

Vladimir Neich, Managing Director, Servisnaya Transportnaya Companiya

Нейч Владимир Владимирович, Управляющий ООО «Сервисная транспортная компания»

rimary well cementing, remedial cementing, provision of oilfield and specialized support service vehicles, off-road caterpillar machines, execution of work with use of the proprietary downhole equipment – this is far from the complete list of services rendered by Servisnaya Transportnaya Companiya. In addition, laboratories of this company perform analyses of materials for cementing jobs and develop formulations for cement slurries.

Servisnaya Transportnaya Companiya performs operations in the Yamalo-Nenets and Khanty-Mansiysk autonomous regions, Omsk and Tomsk regions.

Over the last years, the company moved to a fundamentally new level of equipment, technology and expertise, which, accordingly, results in improvement of the quality of the performed operations and extension of their scope. Rampant development of the company was confirmed by the award of the grand prize of OFS AWARDS in the category “Strategy of the Year” in 2011; this prize is awarded every year to the most successful companies of the oil sector in the country, which are actively introducing innovations in the operations.

ементирование скважин, ремонтно-изоляционные работы на скважинах, обеспечение нефтепромысловым и специальным технологическим транспортом, гусеничной вездеходной техникой, выполнение работ с использованием собственного внутрискважинного оборудования – далеко не полный перечень услуг, которые предоставляет своим заказчикам ООО «Сервисная транспортная компания». Кроме того, лаборатории этого предприятия проводят анализы тампонажных материалов и разработку рецептур цементных растворов. «Сервисная Транспортная Компания» работает в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах, Омской и Томской областях. За последние годы компания вышла на принципиально новый уровень технической и технологической оснащенности, профессионализма, а это, соответственно, влечет за собой повышение качества выполняемых работ и увеличение их объема. Подтверждением стремительного развития предприятия стало получение в 2011 году Гран-при премии OFS AWARDS в номинации «Стратегия года» – эта премия ежегодно присуждается самым успешным нефтесервисным компаниям страны, которые активно внедряют инновации в свою работу.

Equipment for Record Achievements

Техника для рекордов

P

Requirements of the customers to servicing companies operating in the oil sector are becoming more and more strict. Thus, Servisnaya Transportnaya Companiya is trying to meet the present needs.

In 2010 the company purchased two up-to-date cementing fleets with double-pump units UNBS2 600х70; the initial conventional fleets were replaced; a unit for preparation of cement slurry and laboratory for

72

Ц

Требования заказчиков к нефтесервисным компаниям становятся все более высокими. И «Сервисная Транспортная Компания» стремится соответствовать современным запросам. В 2010 году предприятие закупило два современных флота цементирования скважин с использованием двухнасосных установок УНБС2 600х70, была произведена замена обычных флотов первого порядка, смонтироOil&GasEURASIA

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЙ СЕРВИС cement analyses (complying with API standards) were assembled and commissioned.

In 2011 and 2012, Servisnaya Transportnaya Companiya additionally acquired two complete fleets intended for pumping cement slurries and non-aggressive process liquids into oil and gas wells during cementing jobs and also – for washing-out of sand plugs, washover and squeeze jobs in the course of oil and gas well completion and workover.

In addition, stationary and mobile cement slurry laboratories were put into operation, these laboratories are equipped with instruments from companies which have already acquired a reputation on the world market.

At present, the сompany’s vehicle fleet includes 11 cementing fleets (152 pieces of cementing equipment). Four of these fleets include doublepump cementing units UNBS2 600х70, cement trucks TsT-25 and mobile cement storage facilities TsT-40. In total, the vehicle and equipment fleet includes 300 pieces.

The cementing operation package includes a cementing fleet, calculations, preparation of hydraulic programs of operations by the engineering department and also – laboratory analyses. Thanks to proper organization of the work process and the use of new up-to-date equipment, Servisnaya Transportnaya Companiya is steadily expanding the scope of operations.

Thus, the amount of average monthly cementing jobs increased from 25-30 in 2008 to 150-160 in 2012 or by 500 percent in 4 years.

Last year the company started a new line of activity which is already successfully developing the market: they set up a workshop for servicing and engineering support of downhole and packer equipment.

In the framework of this area of operations, specialists of the company render services on engineering support and provide the following equipment: – Equipment for the remedial cementing with bridge plugs, both drillable and retrievable; – Whipstocks for sidetracking; – Liner attachments for multi-stage direct cementing, non-cemented liners for lateral holes; – Packers and accessories for hydraulic fracturing; – Packers for the formation pressure maintenance; – Packers with cable channels for centrifugal pumps.

The company also offers engineering support of setting and servicing of dual-packer downhole assemblies, supply and repair of packers for various downhole operations.

New Projects

Customers of the company include Gazpromneft-Noyabrskneftegaz and a branch of this company Muravlenkovskneft, Gazpromneft-Khantos, SGKBureniye, PN-Bureniye and Gazpromneft-Vostok.

In July Servisnaya Transportnaya Companiya has started operations on cementing of casing strings in the wells of the Ostaninskoye and Mirnoye oil and gas condensate fields in the Tomsk region.

These two prospects are being developed by the Gazprom subsidiary Vostokgazprom – an oil and gas producing company operating in the Tomsk region and holding a key position in the list of the largest companies of the oil-and-gas sector in the Siberian Federal District.

The Mirnoye and Ostaninskoye fields are located in the south-western part of the Tomsk region and are classified as multihorizon, multipay

● Showing TsT-25 cement trucks. ● Цементовозы ЦТ-25.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Cement slurries hydration is performed with the use of mixing equip-

ment system on double-pump unit UNBS2 600х70. ● Процесс затворения тампонажных жидкостей происходит с помощью комплекса оборудования системы смешивания на двухнасосном агрегате УНБС2 600х70. ваны и запущены в эксплуатацию установка по подготовке тампонажных материалов и лаборатория для проведения исследования цементов, соответствующая стандартам API. В 2011 и 2012 годах на вооружение «Сервисной транспортной компании» поступили еще два полнокомплектных флота, предназначенных для нагнетания тампонажных растворов и технологических неагрессивных жидкостей в нефтяные и газовые скважины при цементировании, а также для промывки песчаных пробок, проведения промывочно-продавочных работ при освоении и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин. Также были запущены в эксплуатацию стационарная и мобильная лаборатории цементных растворов, оснащенные оборудованием компаний, уже зарекомендовавшим себя на мировом рынке. На сегодняшний день транспортный парк предприятия составляют 11 флотов цементирования скважин (152 единицы тампонажной техники). Из них три флота включают в себя цементировочные двухнасосные агрегаты УНБС2 600х70, цементовозы ЦТ-25, мобильные склады цемента ЦТ-40. Всего парк транспортно-технологической техники насчитывает 297 единиц. Проведение технологических операций по цементированию включает в себя комплекс тампонажного флота, расчетов, а также составление гидравлических программ и планов работ в технологическом отделе, проведение анализов в лаборатории. Благодаря хорошей организации производственного процесса и новой технике, ООО «Сервисная транспортная компания» стабильно и динамично развивает объем производства. Так, со среднемесячных 25-30 операций в 2008 году количество работ к 2012 году выросло до 150-160 операций или на 500% в течении 4-х лет. В прошлом году было открыто новое направление деятельности компании, которое уже успешно развивается на рынке: создан цех по обслуживанию и инженерному сопровождению внутрискважинного и пакерного оборудования. Специалисты предприятия в рамках этого направления оказывают услуги по инженерному сопровождению с предоставлением оборудования: – для ремонтно-изоляционных работ с применением мостовых пробок разбуриваемых и извлекаемых; – клинов отклонителей при зарезке боковых стволов; – оснастки хвостовиков с прямым, ступенчатым цементированием, нецементируемые хвостовики при зарезке боковых стволов; – пакеров, арматур для проведения гидроразрыва пласта; – пакеров поддержания пластового давления; – пакеров с кабельным вводом для электроцентробежных насосов. Также предлагается инженерное сопровождение по установке и обслуживанию сважинных двухпакерных установок, предоставление и ремонт пакеров для технологических операций.

73

OILFIELD SERVICES

ADVERTORIAL SECTION

Новые проекты

● Showing cement slurry preparation facilities. ● Склад приготовления тампонажных материалов (СПТМ).

fields with multiple pool outlines, and by fluid type – as oil and gas condensate pools. The Ostaninsky license block belongs to the group of fields having a complex geological structure. Therefore, specialists of the engineering department of Servisnaya Transportnaya Companiya prepare special cementing programs for each well taking into account geological features of the fields and using the most advanced cementing materials in the cement slurry formulations.

Successfully performing operations on well cementing and acquiring experience of work in these new projects, Servisnaya Transportnaya Companiya gets new prospects opening up for participation in the development of this region, significant from the point of view of hydrocarbon production.

Среди заказчиков ООО «Сервисная Транспортная Компания» – ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и филиал этого предприятия «Муравленковскнефть», ООО «Газпромнефть-Хантос», ООО «СГКБурение», ООО «РН-Бурение», ООО «Газпромнефть-Восток». В июле «Сервисная Транспортная Компания» приступила к работе по цементированию обсадных колонн скважин на Останинском и Мирном нефтегазоконденсатном месторождениях в Томской области. Эти два перспективных лицензионных участка разрабатывает дочернее предприятие «Газпрома», ОАО «Востокгазпром» – газо- и нефтедобывающая компания Томской области, занимающая ведущие позиции в списке крупнейших предприятий нефтегазовой отрасли Сибирского федерального округа. Мирное и Останинское месторождения находятся на юго-западе Томской области и относятся к многопластовым, многоконтурным и многозалежным месторождениям, а по типу флюида – к нефтегазоконденсатным. Останинский блок принадлежит к категории сложных по геологическому строению месторождений. Поэтому специалисты технологического отдела «Сервисная Транспортная Компания» составляют индивидуальные программы для цементирования каждой скважины с учетом геологических особенностей месторождений, применяя самые передовые тампонажные материалы при разработке собственных рецептур цементных растворов.

Personnel Prospects

Personnel issues are very important for any actively developing company; therefore the Servisnaya Transportnaya Companiya management is concerned with hiring new young engineers and with improvement of working conditions of the personnel. Servisnaya Transportnaya Companiya is a part of the RU-Energy Group Holding which provides incentives to creative young specialists by issuing cash bonuses for the best innovation proposals.

This spring, President of the Holding Azad Babayev visited a number of oil and gas universities of Russia. “I managed to meet and talk to the rectors, deans of the core departments and students,” he described the results of these university meetings in his blog. “The guys asked me various questions, starting from questions regarding the companies of our Holding and ending with the global problems of the oil and gas sector. I was pleasantly surprised by the fact that really good personnel are being trained and understood that I can expect to acquire knowledgeable specialists. We talked to the management of the universities and discussed the possibility of practical training of students at the companies of RU-Energy Group with their consequent employment. We have sufficient numbers of vacant positions at present and we’ll need more specialists in the near future. Starting from the new academic year, we plan to pay scholarships to the most successful students. We have signed agreements on cooperation with all universities I visited.”

Servisnaya Transportnaya Companiya LLC 629809 Yamalo-Nenetsk Autonomous Okrug, Noyabrsk, Industrial zone, panel #8 Tel. +7 (3496) 37-26-65 Fax +7 (3496) 37-25-68 E-mail: info@stk.ru-energy.com ООО «Сервисная транспортная компания» 629809 Ямало-Ненецкий АО, г. Ноябрьск, промзона, панель №8 Тел. +7 (3496) 37-26-65 Факс +7 (3496) 37-25-68 E-mail: info@stk.ru-energy.com

74

● Loading cement slurry on the slurry preparation facilities. ● Процесс загрузки тампонажных материалов на СПТМе.

Успешно выполняя операции по цементированию скважин и приобретая опыт работы на этих новых проектах, перед «СТК» открываются широкие перспективы участия в освоении этого важного, с точки зрения добычи углеводородного сырья, региона.

Кадровые перспективы

Для любой активно развивающейся компании актуален и кадровый вопрос, поэтому руководство ООО «СТК» заинтересовано в привлечении новых молодых инженерных кадров и в улучшении условий труда сотрудников. Холдинг «РУ-Энерджи Групп», в состав которого входит ООО «СТК», поддерживает креативных молодых специалистов, поощряя лучшие рацпредложения денежными премиями. Президент холдинга Азад Бабаев этой весной посетил несколько крупных нефтегазовых вузов России. «Мне удалось пообщаться с ректорами, деканами профильных факультетов и со студентами, – рассказал он в своем блоге об итогах этих университетских встреч. – Ребята задавали мне вопросы самой разной направленности, начиная с вопросов о предприятиях нашего холдинга и заканчивая глобальными проблемами нефтегазого сектора. Я был приятно удивлен тому, какие хорошие подрастают кадры, и понял, что могу рассчитывать на грамотных специалистов. С руководством вузов мы обсудили возможность прохождения практик и трудоустройства студентов на предприятиях „РУ-Энерджи Групп“. У нас достаточное количество вакансий, и в скором времени нам потребуется еще больше специалистов. Начиная с нового учебного года, мы планируем выплачивать именные стипендии самым успешным студентам. Со всеми университетами, где я был, уже подписаны договоры о сотрудничестве».

Oil&GasEURASIA

Switch over to energy efficiency.

With MWM gas engines.

Tomorrowâ&#x20AC;&#x2122;s energy today â&#x20AC;&#x201C; with efficiencies of over 90 %.

MWM gas engines can be integrated into your existing equipment flexibly to ensure a reliable supply of energy and high efficiency. An investment that pays off quickly.

www.mwm.net