November-December 2015 by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

#11-12 2015 TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS – UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

p. / стр. 56

NOVEMBER-DECEMBER НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ

Как определить скорость коррозии в скважине?

How to Determine Corrosion Rate in Well?

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

p. / стр. 18

Gazprom Halves Turkish St Stream’s ’ Th Throughput h t CCapacity it «Газпром» вдвое сократил мощности «Турецкого потока»

Intermediate-density ceramic proppant

CARBOPROP 18/25 1,000 to 710 μm

Многие заказчики вынуждены выбирать между фракцией 20/40 и более крупной фракцией, чем 18/25. Фракция 20/40 используется для создания и набивки дальней части трещины. Однако пропантная пачка, сформированная с применением 20/40, получается очень плотной, с меньшим поровым пространством, т.к. размер частиц этой фракции варьируется в широких пределах (от 0.42 до 0.84 мм) и самые маленькие частички вдвое меньше самых больших, занимая пространство вокруг крупных. Фракция 18/25 состоит из частичек 0.707 – 1мм, т.е. разница в размерах составляет всего 30%. Фракция 18/25 отличается не только большим размером частичек, но и более плотным рассевом, что положительно влияет на размер порового пространства и позволяет увеличить расход углеводов в пропантной пачке. carboceramic.ru/carboprop1825

Standard 20/40 850 to 425 μm

ОТ ИЗДАТЕЛЯ

The Year of the Monkey – Happy 2016 and May the Force be With Us! Год Обезьяны – Поздравляю с Новым 2016 годом! Да пребудет с нами сила! Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

ое новогоднее обращение к читателю традиционно связано с животными, покровителями китайского Нового года и тем, что они символизируют. Уходящий 2015 год являлся годом Козы. С учетом цен на нефть, санкций и падения рубля, думаю, вы согласитесь, что этот год был полноправным «козлом» в том смысле, который это слово несет в русском сленге. Для иностранцев добавлю, что назвать кого-либо «козлом» (используя особую интонацию) – это назвать его... даже не знаю, как это перевести на английский язык. Довольно грубо. Сейчас мы с нетерпением ожидаем наступления года Обезьяны. Это может означать что угодно. Я просмотрела несколько сайтов с китайскими гороскопами, и могу сказать, что почти все, что говорится об этом годе, может быть истолковано любым способом, как только пожелаете – в позитивном или негативном ключе. Вот что пишут на одном из сайтов, www.chinesefortunecalendar.com: «Согласно китайскому гороскопу пяти элементов, обезьяна относится к металлу и воде. Металл связан с золотом. Вода связана с мудростью и опасностью. Следовательно, в год Обезьяны будет происходить больше финансовых событий. Обезьяна – умное, капризное, изворотливое и осторожное животное. Если вы хотите получить хороший доход от ваших инвестиций, нужно перехитрить Обезьяну. Металл также связан с ветром. Это означает, что события будут меняться очень быстро. Подумайте дважды, прежде чем резко менять что-то в ваших финансах, карьере, деловых и личных отношениях». Для меня все это похоже на «мартышкин труд». Но, в сущности, в 2016 году все мы сможем заработать; опасность будет подстерегать нас везде, но мудрость все же будет доминировать (как и в любом другом году, не правда ли?). Нужно лишь обвести Обезьяну вокруг пальца и использовать возможности складывающейся ситуации. А сейчас давайте обратимся за советом к Крису Уиферу, старшему партнеру Macro-Advisory Ltd. в Москве. Сомневаюсь, что Крис читает китайские гороскопы, но, кажется, «обезъянье поведение» в первом квартале 2016 года так и сквозит в этих выдержках из его электронной рассылки Russia Macro Monthly.

y year-end editorial always focuses on the Chinese New Year animal and what it implies about the coming year. 2015 was most appropriately the Year of the Goat. Considering the price of oil, sanctions and the declining ruble, I think we can all agree that this year has been a first class “Goat” in terms of what the word implies in Russian slang. For you non-Russian speakers, to call someone a “goat” (using a certain intonation) is to call them something I can’t write here in English translation. Suffice to say it has something to do with a donkey and a hole in the ground. Now we’re looking forward to the Year of the Monkey. This could mean anything. I’ve just looked over a few Chinese horoscope sites, and pretty much everything said about the year could be interpreted in any way you please – positive or negative. One of them is www.chinesefortunecalendar.com, which had this to say: “According to Chinese Five Elements Horoscopes, the monkey contains metal and water. Metal is connected to gold. Water is connected to wisdom and danger. Therefore, we will deal with more financial events in the "Year of the Monkey". The monkey is a smart, naughty, wily and vigilant animal. If you want to have good return for your money investment, then you need to outsmart the Monkey. Metal is also connected to the wind. That implies the status of events will be changing very quickly. Think twice before you leap when making changes for your finance, career, business relationship and people relationships.” OK, it all sounds like a lot of “Monkey Business” to me. But apparently, we can all make money in 2016; danger will be everywhere; and the wise will prevail. (Is that any different from any other year?) We just need to outsmart the monkey and move on opportunity before events change. So let’s turn now for advice from Chris Weafer, Senior Partner with Macro-Advisory Ltd. in Moscow. Though I doubt Chris reads Chinese horoscopes, he does seem to be giving us a clear vision of “the monkey” – and its behavior in the First Quarter of 2016 in these excerpts from his “Russia Macro Monthly” email newsletter. ●

Sanctions: It is expected that EU leaders will fully renew sanctions for either three or six months at next week’s summit. Investors hope to hear that the EU may “reward” Moscow if progress continues in eastern Ukraine over the next six months. Macro-Advisory’s base case forecasts assume no sanctions change until August.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

●

Санкции: Ожидается, что лидеры ЕС продлят санкции в полном объеме на три или шесть месяцев на саммите на следующей неделе. Инвесторы надеются услышать, что Москва может получить «вознаграждение» от ЕС в случае прогресса по Восточной Украине в течение ближайших шести месяцев. Базовые прогнозы Macro-Advisory не предполагают изменений по санкциям до августа.

●

Цена на нефть: Как и ожидалось, встреча ОПЕК не сняла напряженность на рынке нефти. Напротив, расширение глубоких разногласий внутри организации добавило проблем с ценой. Цена на нефть марки Brent, вероятно, будет, в среднем, на самом низком уровне, $30 в первом квартале 2016 года.

#11-12 November-December 2015

PUBLISHER’S LETTER ●

Oil Price: As expected, the OPEC meeting provided no relief to the oil market. On the contrary, the exposure of deep divisions within the organization, has added to price concerns. Brent is now more likely to trade in the mid to low US$30’s in 1Q16.

●

Ruble: The Russian Central Bank is not expected to intervene in support of the ruble. The bank will let the ruble weaken with the falling oil price. Macro-Advisory expects to see the ruble trade in the $75-80 range against the dollar in 1Q16.

●

Economy Recovering: Macro-Advisory predicts the contraction of Russia’s economy will finish the year in a range of minus 3.5 percent to 4.0 percent. The economy appeared to hit bottom with a 4.6 percent decline in 2Q15, and begin to trend upward with a 4.1 percent decline in 3Q15. So there is reason for hope. So now we know what the monkey looks like, at least at the start of 2016. I frankly think it looks a lot like last year’s “goat”, but as the Chinese astrologers say, things can change quickly in the "Year of the Monkey". So referring again to Macro-Advisory’s newsletter, here is how things could change for the better as the year moves forward. Russia needs infrastructure, and infrastructure requires spending. Russia inherited transport infrastructure from the USSR that was well-developed relative to other early-stage emerging markets. However, a lack of investment in the 1990s led to a relative deterioration. The slowdown in investment since 2013 means that macro-economically, it would make sense for the government to boost infrastructure spending to give the economy a Keynesian kick-start. Funding is not the main bottleneck. Russia’s prudence during its years of oil riches means that there is a large National Wealth Fund (over US$40 billion) which can be tapped. A similar amount is invested in non-state pension funds which are looking to diversify from state debt. Government debt is only 20 percent of GDP, so there is also room for expansion here. At the moment, government investment is mainly financed from the current budget. Ground laid in 2015? Not much attention has been paid to the major personnel changes at the secondary level of the Russian government this year. A large number of governors have been replaced. The President of Russian Railways has been replaced. Macro-Advisory thinks that part of the reason for these changes is recognition of the need to tighten internal discipline before a major infrastructure-spending program can be started. Focus on priority projects. In the meantime, the Finance Ministry rules the purse strings and has forced cuts to the extent that only key projects are financed by the state. The main focus is the FIFA World Cup in 2018, and after that, the impetus is on de-bottlenecking Moscow regional transport, and transport to Crimea. The lack of budget money means the state is hoping that the private sector will make up the deficit. The first privately operated toll roads have already been built. The Russia Direct Investment Fund was established to act as a partner for the foreign sovereign wealth funds and pension funds looking to invest in Russia. It has commitments of over US$20 billion, as well as US$10 billion of its own. So far it has focused on commercial projects, as infrastructure projects take longer to develop. One problem is that it has been the target of US sanctions, being a subsidiary of Vnesheconombank (VEB). So there you have it. A bit of good cheer looking towards the holidays. We at Oil&Gas Eurasia wish our readers and their families a Happy New Year and a Blessed Christmas! See you in 2016!

●

Рубль: Не ожидаются интервенции Центрального банка РФ с целью поддержки рубля. Центробанк позволит рублю сдать позиции с падением цены на нефть. Macro-Advisory ожидает курсы валют в диапазоне 75-80 рублей за доллар в первом квартале 2016 года. ● Восстановление экономики: Macro-Advisory прогнозирует, что на конец года спад в российской экономике будет в диапазоне от 3,5 до 4,0%. Экономика достигла дна со снижением 4,6% во втором квартале 2015 года, а в третьем квартале наблюдалась повышательная тенденция, снижение составило 4,1%. Так что есть основания для надежды. Теперь мы знаем, как выглядит Обезьяна – по крайней мере, в начале 2016 года. По мне, она напоминает прошлогоднего «козла», но, как говорят китайские астрологи, все может быстро измениться в год Обезьяны. Вернемся к электронной рассылке Macro-Advisory. Обратите внимание, как все может измениться к лучшему в течение года. Россия нуждается в инфраструктуре, и инфраструктура требует расходов. Россия унаследовала транспортную инфраструктуру СССР, где она была хорошо развита в сравнении с инфраструктурой других рынков ранней стадии развития. Тем не менее, отсутствие инвестиций в 1990-е годы привело к относительному ухудшению. Замедление инвестиций с 2013 года означает, что в макроэкономическом отношении, для правительства имело бы смысл повысить расходы на инфраструктуру, чтобы дать экономике кейнсианский толчок. Финансирование не является узким местом. За годы обогащения за счет нефти Россия предусмотрительно сформировала Фонд национального благосостояния ($40 млрд), откуда можно взять средства. Аналогичная сумма инвестируется в негосударственные пенсионные фонды для диверсификации государственного долга. Государственный долг составляет всего 20% от ВВП, так что, возможности для расширения есть и здесь. В настоящее время государственные инвестиции, в основном, финансируются из текущего бюджета. Заложили основы в 2015 году? Не так много внимания было уделено основным кадровым изменениям на уровне руководителей среднего звена в российском правительстве в этом году. Были заменены многие губернаторы. Назначен новый глава РЖД. Macro-Advisory считает, что одной из причин для этих изменений является признание необходимости ужесточить внутреннюю дисциплину до запуска основной программы расходов на инфраструктуру. В фокусе – приоритетные проекты. Между тем, управляющее кошельком Министерство финансов инициировало сокращения до такой степени, что государством финансируются только ключевые проекты. Основное внимание уделяется чемпионату мира по футболу 2018 года, далее упор делается на увеличение пропускной способности дорог Московской области и дорог в Крым. Отсутствие бюджетных средств означает, что государство надеется компенсировать их дефицит за счет частного сектора. С частными инвестициями уже построены первые платные дороги. Российский фонд прямых инвестиций был создан, чтобы действовать в качестве партнера для иностранных государственных инвестиционных фондов и пенсионных фондов, которые хотят вкладывать в Россию. Он имеет обязательства на более чем $20 млрд, а также зарезервированный капитал $10 млрд. Пока деятельность фонда сосредоточена на коммерческих проектах, так как на развитие инфраструктурных проектов требуется больше времени. Одной из проблем является то, что фонд попал под санкции США, являясь дочерним обществом Внешэкономбанка (ВЭБ). Вот и ответ. Немного хорошего настроения в предвкушении праздников, а нашим читателям и их семьям желаем счастливого Нового года и благословенного Рождества! Увидимся в 2016 году!

Oil&GasEURASIA

TheOcontoGroup Market Entry Solutions for Russia

• Market Entry Consulting for Oilfield Service & Supply

• Market Research HOW ARE YOU REACHING RUSSIA?

• Product & Brand Positioning

• Partner Search • Structuring & Formation of Russian Legal Entities

• Due Diligence

A DYNAMIC MARKET THAT DEMANDS THE LATEST TECHNOLOGY

• Event Management, Training, Trade Delegations and Business Meeting Planning in Russia, U.S., China, Europe WE CAN PUT YOU IN THE PICTURE

Put Our 20 Years Experience in Russia to Work for You! www.ocontogroup.com An Moscow Tel: +7 925 518 4441

Company Houston Tel: +1 832 369 7516

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

The Year of the Monkey – Happy 2016 and May the Force be With Us! Год Обезьяны – Поздравляю с Новым 2016 годом! Да пребудет с нами сила!

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

GAS TRANSPORT | ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА RUSSIA / РОСС

Half-Empty or Half-Full? Gazprom Halves Turkish Stream’s Throughput Capacity

US УСЬ 18

Наполовину полон или наполовину пуст? «Газпром» вдвое сократил мощности «Турецкого потока»

On Oct. 6, Gazprom chief Alexei Miller told the audience at the St. Petersburg International Gas Forum that one of the company’s biggest projects to supply pipeline gas to Europe, Turkish Stream, would be executed halved in size. Initially projected four lines and the throughput capacity of 63 billion cubic meters could eventually wind down to two lines and 32 billion cubic meters. However, today even these plans are questionable. 6 октября глава «Газпрома» Алексей Миллер в ходе своего выступления на Петербургском международном газовом форуме заявил о том, что один из крупнейших проектов компании по поставкам трубопроводного газа в Европу – «Турецкий поток» – будет реализован только наполовину. Из планируемого объема прокачки в 63 млрд м³ в год и четырех ниток может остаться только 32 млрд м³ и две нитки. Однако сегодня даже эти планы остаются под вопросом.

UKRAINE / УКРАИНА Russkaya CS «Русская» КС

BLACK SEA ЧЕРНОЕ МОРЕ

Varna Варна

Samsun Самсун

БОЛГАРИЯ a а

Ankara Анкара

TURKEY / ТУ

FINANCE | ФИНАНСЫ

Traders Look for Alternative to Dollar Трейдеры ищут альтернативу доллару

MULTIZONE FRACTURING | МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП

Using Both Produced and Flowback Water in Fracturing Operations with a Novel Guar-Based System

Эффективность применения пластовой и отработанной воды

при выполнении ГРП с использованием новейшей жидкости на основе гуара ENHANCED RECOVERY | ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

Water Management for Enhanced Oil Recovery Projects Водоиспользование в проектах повышения нефтеотдачи пласта (ПНП)

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ | PUMPING EQUIPMENT

ITT Сhooses Localization Strategy ITT выбирает стратегию локализации

PIPE DIAGNOSTICS | ДИАГНОСТИКА ТРУБОПРОВОДОВ

Mobile pig launchers-receivers from “NT” LLC –optimal, simple, progressive decision Мобильные камеры от АО «НТ»: оптимально, просто, прогрессивно

Oil&GasEURASIA

#11-12 November-December 2015

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ AUTOMATION | АВТОМАТИЗАЦИЯ

MES Solution for LUKOIL’s Iraqi Project MES-решение для иракского проекта «ЛУКОЙЛа»

OILFIELD CHEMISTRY | НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

Zirax Group: quality oilfield chemistry – our specialty.

Группа компаний Zirax Качественная нефтепромысловая химия – наша специализация MONITORING AND CONTROL | МОНИТОРИНГ И КОНТРОЛЬ

How to Determine Corrosion Rate in a Well? Как определить скорость коррозии в скважине?

MODERNIZATION | МОДЕРНИЗАЦИЯ

Targin Works for Development and Modernization «Таргин» держит курс на развитие и модернизацию

DRILL PIPES | БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

New Size-Type of Drill Pipe for Horizontal Drilling Новый типоразмер бурильной трубы для горизонтального бурения

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ «Газпром нефть» . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка Carbo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front inside Cover / 2-я обложка Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Bentec. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

PUBLISHER & EDITORIAL DIRECTOR EDITOR-IN-CHIEF Pat Davis Szymczak p.szymczak@eurasiapress.com TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com CHIEF DESIGNER & PRODUCTION MANAGER Pyotr Degtyarev design@eurasiapress.com SENIOR EDITOR Olga Hilal DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

ИЗДАТЕЛЬ, РЕДАКЦИОННЫЙ ДИРЕКТОР, ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Пэт Дэвис Шимчак p.szymczak@eurasiapress.com ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА / ТЕХНОЛОГИИ Елена Жук edit@eurasiapress.com ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУ Петр Дегтярев design@eurasiapress.com

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВ Дэйв Кондрис dave@eurasiapress.com РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex

COVER ILLUSTRATION PromHim-Sfera

ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕ «ПромХим-Сфера»

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina m.alyoshina@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

«Кельвион Машимпэкс». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 OMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 «Парма Телеком» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 Kerui . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

U.S. 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 GLOBAL SALES MANAGER Eric Freer eric@freerpub.com

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

Cometto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА subscribe@eurasiapress.com ОТДЕЛ ПРОДАЖ РЕКЛАМЫ / РОССИЯ Марина Алешина m.alyoshina@eurasiapress.com

ITALY SALES Ediconsult Anna De Bortoli milano@ediconsult.com Tel.: +39 02 477 100 36 Fax: +39 02 477 113 60 CHINA SALES Beijing Oriental Foreland Consultants Co.,Ltd. chemtech2007@163.com Tel.: +86 10 84823421 Fax: +86 10 84846103

is a Member of MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

10 1st Kozhevnichesky Lane, Bldg 2, Suite 417, 115114 Moscow, Russia Tel./Fax: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow by OOO Eurasia Media Consult 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: supplement #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: 5,000 © 2015, OOO Eurasia Media Consult All Rights Reserved.

115114, Россия, Москва, 1-й Кожевнический переулок, 10 стр. 2, офис 417 Тел./факс: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве OOO Евразия Медиа Консалт 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: 5 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2015, OOO Евразия Медиа Консалт Все права защищены.

e-mail: info@eurasiapress.com

Oil&GasEURASIA

#11-12 November-December 2015

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Aker Solutions Completes its Компания Aker Solutions завершила Deliveries for the World’s First Subsea поставку первой в мире подводной Compression System системы компримирования

GE this autumn announced that Brazil’s state-owned oil and gas company Petrobras has approved GE’s new seawater sulfate removal (SWSR) nanofiltration membrane for use in water injection applications regarding sulfate removal. The Petrobras endorsement is a significant one for GE as well as the broader oil and gas industry as upstream companies look to Petrobras as the leader in deploying enhanced oil recovery (EOR)

GE разработала новую мембрану для удаления сульфатов из морской воды при добыче нефти на шельфе SOURCE / ИСТОЧНИК: GE

GE Introduces New Membrane to Remove Seawater Sulfate from Injection Water for Offshore Oil Production

В середине сентября на месторождении Асгард, разрабатываемом Statoil, введена в эксплуатацию первая в мире подводная система компримирования газа. Систему, применяемую в разработке месторождения, поставила Aker Solutions. В декабре 2010 года Aker Solutions заключила со Statoil контракт на поставку системы, состоящей из модулей для двух одинаковых комплектов компрессоров, насосов, сепараторов и охладителей, скомпонованных на 1 800-тонной стальной раме. Эти компоненты были поставлены Statoil в состоянии готовности к установке на морском дне месторождения Асгард в Норвежском море. Установка компрессора на морском дне вблизи устья скважины, а не платформе, повышает дебит и снижает капитальные и эксплуатационные затраты. Подводное компримирование также оказывает меньшее воздействие на окружающую среду и более безопасно в сравнении с добычей с платформы. Оператором месторождения выступает Statoil, партнерами по лицензионному соглашению – Petoro, Eni Norge, Total E&P Norge and ExxonMobil E&P Norway. Поддержку Statoil в установке, испытаниях и вводе в эксплуатацию оказывала Aker Solutions. Надежная, эффективная и гибкая система компримирования разработана для высоких дебитов скважин. Эта универсальная технология имеет особую ценность для условий глубоководья и сурового климата. SOURCE / ИСТОЧНИК: AKER SOLUTIONS

The world’s first subsea gas compression system went on stream in the middle September at the Statoiloperated Åsgard field. Aker Solutions has delivered the subsea compression system for this field development. Aker Solutions in December 2010 was awarded the contract by Statoil to deliver the system, which consists of modules for two identical sets of compressors, pumps, scrubbers and coolers fitted together in an 1,800-metric ton steel frame. These components were delivered to Statoil ready for installation on the seafloor of the Åsgard field in the Norwegian Sea. Placing the compressor on the seabed near the wellheads, rather than on a platform, improves recovery rates and reduces capital and operating costs. Subsea compression also leaves a smaller environmental footprint and is safer to operate than a platform. The Åsgard field’s operator is Statoil and license partners are Petoro, Eni Norge, Total E&P Norge and ExxonMobil E&P Norway. Aker Solutions has supported Statoil on installation, testing and start-up activities. The compression system is designed for large flow rates, built to be reliable, efficient and flexible. The versatile technology is of particular value for developments in deepwater and harsh environment areas.

●

GE’s Seawater Sulfate Removal (SWSR) Membrane. ● Наномембрана для удаления сульфатов из морской воды (SWSR).

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

В начале сентября GE объявила о том, что государственная нефтедобывающая компания Бразилии, Petrobras одобрила к применению при закачке воды для удаления сульфатов новую разработку GE, наномембрану для удаления сульфатов из морской воды (seawater sulfate removal — SWSR). Одобрение Petrobras имеет для GE большое значение, так как эта Petrobras является мировым лидером среди добывающих компаний в применении техноOil&GasEURASIA

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

and sulfate reducing unit (SRU) technologies. GE’s SWSR membrane removes sulfate to drastically reduce scale and corrosion in the injection well, which can reduce oil recovery and plug the well. It also has exceptional fouling resistance due to its threelayer membrane design and smooth surface. It can be optimized for use in seawater while providing superior hydrodynamics, resulting in longer membrane life. For example, GE’s new SWSR membrane significantly exceeded Petrobras’ required sulfate removal threshold of 99.5 percent with reported removal levels exceeding 99.8 percent. “Petrobras’ endorsement reflects the upstream sector’s demand for more effective technologies that can help protect production equipment as companies venture into deeper, more challenging production conditions,” said Yuvbir Singh, general manager, engineered systems—water and process technologies for GE Power & Water. “Offshore oil producers use injection water to flood the field and force oil to the producing wells, but if the water is of poor quality, it causes scale and hydrogen sulfide that plugs and sours the field. Our pilot study for Petrobras shows the SWSR membrane provides operators with excellent sulfate removal and minimizes scale formation to help them optimize production.” The new SWSR series is an advancement of GE’s DK series nanofiltration membrane and provides a high transmission of sodium chloride into the permeate water to minimize operating pressures. It also offers a physical barrier for any suspended particles including bacteria, pyrogens and colloids. GE’s new membrane can be retrofitted into existing systems or used in new systems. The new SWSR membrane also can be used in conjunction with GE’s existing reverse osmosis membranes in order to provide water for low salinity flooding, polymer flooding and other EOR methods.

Halliburton Introduces ACTIVATESM Refracturing Service Halliburton announced he launch of ACTIVATESM Refracturing Service, a collaborative workflow that leverages subsurface insight, expertise and breakthrough diversion technology to recover bypassed reserves from unconventional wells more predictably and repeatedly. Generating more predictable results from refracked wells is creating a paradigm shift on how Halliburton targets shale/tight formation field development. Operators can now increase their ability to build a balanced portfolio with production distributed across new wells, infills and refracs in order to drive down the cost per BOE break-even point of their specific assets. With ACTIVATE Service, Halliburton can help operators increase their ultimate recovery and bookable reserves. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ логий повышения нефтеотдачи пласта (ПНП) и очистки морской воды от сульфатов. Разработанная GE SWSR-мембрана удаляет сульфаты, значительно уменьшая отложения и коррозию в нагнетательной скважине, способные снизить уровень добычи нефти и закупорить скважину. Трехслойная конструкция мембраны и ее гладкая поверхность обеспечивает повышенный уровень устойчивости к загрязнению. Мембрана оптимизирована к использованию в морской воде, обеспечивая превосходную гидродинамику, что значительно продлевает срок службы. К примеру, для мембраны SWSR уровень удаления сульфата составляет 99,8%, что превышает установленный Petrobras порог в 99,5%. «Одобрение Petrobras отражает повышенный спрос сектора разведки и добычи на более эффективные технологии, помогающие защитить производственное оборудование в усложняющихся условиях добычи», — говорит Ювбир Сингх, генеральный директор по проектированию систем в области производственных технологий и обработки воды GE Power & Water. «Компании, ведущие добычу на шельфе, используют закачку воды для заводнения, чтобы направить нефть к добывающим скважинам. Но, если качество воды низкое, сероводород ухудшает состояние месторождения. Пилотные испытания для Petrobras показывают, что мембрана SWSR отлично удаляет сульфаты и уменьшает образование отложений, помогая оптимизировать добычу». Новая линейка мембран SWSR является усовершенствованной линейкой наномембран DK, обспечивающей высокую степень передачи хлористого натрия в фильтрат для снижения рабочих давлений. Он также создает физический барьер для любых взвешенных частиц, включая бактерии, пирогены и коллоиды. Мембраны GE можно модифицировать для использования в уже функционирующих системах или использовать в новых системах. Мембраны SWSR также можно использовать в сочетании с мембранами обратного осмоса компании GE, чтобы обеспечить воду для заводнения слабонасыщенным раствором, полимерного заводнения или других методов ПНП.

Компания Halliburton представляет услугу по повторному ГРП ACTIVATESM Компания Halliburton объявила о запуске услуги по повторному ГРП ACTIVATESM, сложного рабочего процесса, в котором используются знания о недрах, опыт и революционная универсальная технология добычи неизвлеченных запасов из нетрадиционных скважин с более прогнозируемым и воспроизводимым результатом. Предоставление более предсказуемых результатов повторного ГРП в скважинах меняет парадигму, применяемую Halliburton для разработки месторождений сланцевых и низкопроницаемых пород. Компании-операторы теперь Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

TECH TRENDS In basins where Halliburton has delivered ACTIVATE Service, operators are seeing on average an 80 percent increase in EUR per well, 66 percent reduction in cost per BOE from refractured wells compared to new wells, and a potential of up to a 25 percent increase in the oil recovery factor with a balanced portfolio. The ACTIVATE Service leverages multiple Halliburton products, such as its AccessFrac® Stimulation Service, FiberCoil™ Tubing Service, FracInsightSM Service, Pressure Sink Mitigation Solution (PSM™) and Pinnacle’s Integrated Sensor Diagnostics (ISD) to obtain subsurface insight and bring together the needed expertise to make refracs more reliable and predictable. “Our customers can be confident that Halliburton’s ACTIVATE Service has shown that it can help deliver their projects at a lower cost per BOE, and that we are helping reduce the unpredicatbility that has surrounded refracturing projects in the past,” said Jim Brown, Halliburton’s president of the Western Hemisphere. “Given today’s commodity prices, adding more refracs to their unconventional portfolios just makes sense and can help increase the profitability of the operators’ assets.”

New Sentinel System Remotely Monitors Equipment and Environments Without an Internet Connection Sensaphone, a leader in monitoring technology, has introduced a cellular version of its Sentinel system that

Samotlorneftegaz Tests New Technology to Speed up Putting Wells into Operation

FRACKING | ГРП

Samotlorneftegaz, a Rosneft subsidiary, conducted pilot testing of technology of frac sleeves activating in horizontal wells with the use of soluble frac balls. According to the company, new technology allows to reduce development terms after a multi-stage hydraulic fracturing (MSHF) from 18 to 8 days for each well and speed up putting wells into production. By the moment, pilot projects have been carried out on three wells of Samotlor field. All operations have been carried out without deviations from leading indicators. Soluble balls technology use eliminates balls preliminary drilling out stage that previously has been required for conventional MSHF technology with insoluble balls. It is expected that by the end of this year new technology will be applied on another 16 wells in the field. Total cost savings should amount to 255 million roubles. MSHF soluble balls operation already showed good results at Rosneft’s largest production enterprise RN-Yuganskneftegaz, where it has been successfully used since 2014. Samotlorneftegaz, one of Rosneft’s largest production divisions, develop Samotlor deposits in Nizhnevartovsk area of the Khanty-Mansi Autonomous District. Field remaining recoverable reserves are hard-to-recover ones. Smart field model with a high level of automation and simulation capability is implemented at Samotlor field. Oil and gas production facilities monitoring is conducted with the help of unmanned drones.

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

#11-12 November-December 2015

могут расширить свои возможности по созданию сбалансированного портфеля активов с распределением добычи между новыми скважинами, уплотненными сетками скважин и скважинами с повторным ГРП, с тем чтобы снизить точку самоокупаемости затрат на баррель нефтяного эквивалента в своих активах. Предоставляя услугу ACTIVATE, компания Halliburton может помочь операторам повысить суммарную добычу и балансовые запасы. В бассейнах, для которых компания Halliburton предоставила услугу Activate, операторы наблюдают 80% увеличение конечных извлекаемых запасов на скважину, 66% снижение затрат на баррель нефтяного эквивалента в скважинах с повторным ГРП по сравнению с новыми скважинами и возможность 25% увеличения КИН в сбалансированном портфеле активов. Услуга ACTIVATE включает в себя несколько технологий Halliburton, таких как интенсификация притока AccessFrac®, работы на ГНКТ FiberCoil™, услуга FracInsightSM, решение по снижению эффекта депрессионной воронки (PSM™) и интегрированная сенсорная диагностика от Pinnacle Integrated Sensor Diagnostics (ISD) для получения полного представления о поведении недр и сочетания аспектов требуемого опыта для повышения надежности и прогнозируемости повторного ГРП. «Наши заказчики могут быть уверены, что услуга ACTIVATE от Halliburton поможет им реализовать свои проекты с сокращением затрат на баррель нефтяного эквивалента, а также что мы оказываем им содействие при снижении степени непредсказуемости, свойственной проектам повторного ГРП в прошлом, — заявляет

«Самотлорнефтегаз» испытывает новую технологию, ускоряющую ввод скважин в добычу В АО «Самотлорнефтегаз», дочернем обществе НК «Роснефть», проводятся опытно-промышленные испытания технологии по активации муфт ГРП растворимыми шарами в горизонтальных скважинах. Как сообщает компания, новая технология позволяет сократить с 18 до 8 суток сроки освоения каждой скважины после многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) и ускорить ввод скважин в добычу. На текущий момент опытно-промышленные работы проведены на трех скважинах Самотлорского месторождения. Все операции МГРП проведены без отклонений от плановых показателей. За счет применения технологии растворимых шаров исключен этап их разбуривания, который ранее требовался при выполнении МГРП по обычной технологии с нерастворимыми шарами. Ожидается, что до конца текущего года новая технология будет применена еще на 16 скважинах месторождения. Общее снижение затрат должно составить 255 млн. рублей. Операция МГРП с растворимыми шарами уже хорошо зарекомендовала себя в самом крупном добывающем предприятии НК «Роснефть» – ООО «РН-Юганскнефтегаз», где она успешно применяется с 2014 года. «Самотлорнефтегаз», одно из крупнейших добывающих предприятий «Роснефти», ведет разработку Самотлорского месторождения, расположенного в Нижневартовском районе ХМАО. Остаточные извлекаемые запасы месторождения – сложноизвлекаемые. На Самотлоре реализована модель интеллектуального месторождения с высоким уровнем автоматизации и возможностью моделирования процессов. Наблюдение за объектами нефтегазодобычи ведется с помощью беспилотных летательных аппаратов

Oil&GasEURASIA

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

SOURCE / ИСТОЧНИК: SENSAPHONE

proavides 24/7 monitoring of unattended equipment and remote locations where Internet or Ethernet connectivity is unavailable. When the Sentinel system detects a problem such as leaks, temperature changes and power outages, it immediately sends alerts by phone, text or email over standard cellular networks provided by AT&T or Verizon. This instant notification allows personnel to take corrective action, save critical assets and quickly address a potentially costly situation. The Sentinel cellular system is applicable to a variety of applications including oil and gas operations; water treatment pump stations; commercial greenhouses; livestock facilities; data centers and HVACR equipment. Only one Sentinel unit is required to monitor up to 12 different environmental and equipment status conditions including temperature from -109 F to 168 F, humidity, water and power. The Sentinel system stores all sensor readings in the cloud, which provides unlimited information storage and protects against data loss. Multiple devices can be managed from one account using web-based management tools. No software is required, so installation, integration and management of the system are fast and easy. The Sentinel system’s enhanced data logging capabilities allow users to print, graph or export event reports daily via email, providing an audit trail of all user data activities. In addition to the cellular version, Sensaphone offers an Ethernet-based model.

SSTenergomontazh Enter Oil and Gas Market with Reform Thermal Shielding Membranes The engineering company SSTenergomontazh (a part of the Special Systems and Technologies Company Group) has begun shipments of its new development – Reform thermal shielding membrane for increasing the quality of the heat insulating systems, anti-corrosion coating, handling the special problems in the field of heat insulation. Reform thermal shielding membranes are produced on the basis of a polymer dispersion with a high content of the hollow ceramic microspheres. The product is applied to pipelines or equipment by the spraying method. After solidification, it forms the membrane-type coating saturated with the hollow isolated particles. Reform membranes can be easily applied in hard-to-reach places, require no Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Джим Браун, Президент Halliburton по западному полушарию. — Учитывая нынешние цены на сырье, имеет смысл добавить более значительный объем повторного ГРП к портфелям нетрадиционных активов и помочь повысить рентабельность активов операторов».

Новая система Sentinel обеспечивает удаленный мониторинг состояния оборудования и среды без подключения к интернету Sensaphone, ведущая компания в области мониторинга, представила сотовую версию системы Sentinel, позволяющую круглосуточно контролировать работу оборудования, не требующего внимания оператора, а также удаленных объектов при отсутствии возможности подключения к сети Internet или локальной сети. В случае обнаружения системой Sentinel таких проблем, как утечки, изменение температуры и перебои в энергоснабжении, она мгновенно рассылает сигнал тревоги по телефону, в виде текстового или электронного сообщения по стандартным сотовым сетям AT&T или Verizon. Такое мгновенное оповещение позволяет персоналу выполнять корректирующие действия, контролировать важные объекты и быстро разбираться в ситуациях, когда возможны затраты. Сотовая система Sentinel оптимально подходит для широкого ряда случаев применения в нефтегазовых операциях, на перекачивающих станциях для подготовки воды, в промышленных теплицах, на животноводческих комплексах, в информационных центрах, системах отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха и охлаждения. Для контроля до 12 типов состояния оборудования и условий эксплуатации с температурой от -109 F до 168 F, влажностью, водой и электроэнергией требуется всего лишь одна система Sentinel. Sentinel хранит все показания датчиков в облаке, что обеспечивает неограниченный объем хранения информации и защищает от потери данных. Используя инструменты управления на базе интернета, с одного аккаунта можно управлять большим количеством устройств. Программное обеспечение не требуется, поэтому установка, интеграция и управление системой выполняются быстро и просто. Усовершенствованные возможности системы Sentinel регистрации данных позволяют пользователю ежедневно отправлять печатные, графические или экспортируемые отчеты по электронной почте, отражая в журнале регистрации все данные о действиях пользователя. В дополнение к сотовой версии Sensaphone предлагает модель на основе локальной сети. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

#11-12 November-December 2015

TECH TRENDS shutdown of processing equipment, are available for visual inspection and rate as environmentally-friendly materials. Reform membrane is capable to reduce density of heat flows in 2-4 mm thick layer, to effectively shift a dew point (the temperature at which moisture condenses from the air) upward, to reflect ultraviolet radiation. These properties allow the material to become an effective barrier between warm and cold. The thermal shielding membranes are used as additional protection of equipment against corrosion as well as the material increasing the heat insulating system characteristics. Reform membranes minimize the contact of ambient environment with anti-corrosion coating in anti-corrosion systems due to the water-repellent properties. Moving the dew point, Reform membranes prevent condensate forma-

Gazprom Neft Adopts New Technologies to Improve Oil Production Efficiency

«ССТэнергомонтаж» начала поставки термоэкранирующих мембран Reform для нефтегазовой отрасли Инжиниринговая компания «ССТэнергомонтаж» (входит в Группу компаний «Специальные системы и технологии») начала поставки своей новой разработки – термоэкранирующей мембраны Reform для повышения качества систем тепловой изоляции, антикоррозионных покрытий, решения специальных задач в области термоизоляции. Термоэкранирующие мембраны Reform производятся на основе полимерной дисперсии с высоким содержанием полых керамических микросфер. Продукт наносится на трубопроводы или оборудование методом напыления. После отвердения он образует покрытие мембранного типа, насыщенное полыми изолированными частицами.

«Газпром нефть» осваивает новые технологии для повышения эффективности нефтедобычи

FRACKING | ГРП

SOURCE: GAZPROM NEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

Gazpromneft-Khantos specialists under the leadership of geology and Специалисты «Газпромнефть-Хантос» под руководством функции геолоdevelopment experts and experts of Gazprom Neft R&D Center (GazpromneftNTC) conducted a multi-stage hydraulic fracturing (MSHF) with the use of гии и разработки и экспертов Научно-Технического Центра «Газпром нефти» new “non-spherical” technology on Priobskoye field. With the innovation («Газпромнефть НТЦ») провели многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) introduction 11 hydraulic fracturing operations (HF) on one well have been по новой «бесшаровой» технологии на Приобском месторождении. Благодаря performed, resulting in the company record. The new approach allows to внедрению инновации удалось провести 11 операций гидроразрыва пласта remove technological constraints on the number of fractures performed in (ГРП) на одной скважине, что является рекордом для компании. Новый подход позволяет снять технологические ограничения по количеству проводимых one wellbore and to increase company reserves development effectiveness. New technology features, in particular, frac ports (hydraulic fracturing target гидроразрывов в одном стволе скважины и повысить эффективность освоеpoint) isolation technique. In the case of conventional “ball” technology use ния запасов компании. Особенность новой технологии, прежде each new area is separated from всего, в способе изоляции портов ГРП (точек the previous one with composite or внутри скважины, где планируется провести metal ball. Ball diameter increases гидроразрыв) друг от друга. При использоваfrom zone to zone, not allowing to нии более традиционной «шаровой» технологии conduct more than 10 hydraulic каждая новая зона ГРП отделяется от предыдуfracturing operations because of щей композитным или металлическим шаром. the well design features. Диаметр шаров возрастает от зоны к зоне In MSHF operations at и не позволяет провести больше 10 операций Priobskoye field not a ball was гидроразрыва из-за конструктивных особенноused as an insulator but a special стей скважины. tool with reusable sealing “blan1. Horizontal wellbore При проведении МГРП на Приобском местоket”, which expands, separating Горизонтальный ствол 2. Hydraulic fracturing zones Зоны ГРП рождении в качестве изолятора использовались the zones where fracing opera3. Fracturing port Порт ГРП не шары, а специальный инструмент с многораtion has already been conducted. 4. Clamped rubber pillow Резиновая «подушка» в сжатом зовой уплотняющейся «подушкой», которая разWhen the operation is finished it состоянии 5. Unclamped rubber pillow бухает и отделяет зоны, в которых ГРП уже проreturns to the original size and Резиновая «подушка» в разжатом состоянии 6. When passing to a new fracturing port, the веден. После выполнения работ она возвращаетthe equipment can be transported pillow overlaps wellbore and does not let the mixture to get into exhausted fracturся к исходному размеру и оборудование можно to the next place for well fracturing zones Переходя к новому порту ГРП, транспортировать к следующему месту для проing (while the balls should be «подушка» перекрывает ствол скважины и не дает смеси попасть в уже ведения ГРП внутри скважины (в то время как drilled out upon the completion отработанные зоны ГРП шары после завершения операций ГРП необходиof fracturing operations). In this мо разрушать специально). В этом случае количеcase, the number of frac stages is ство стадий ГРП ограничивается лишь протяженlimited by the hole length, techniностью самой скважины и технико-экономическиcal and economic calculations. ми расчетами. In addition, new technology Кроме того, внедренная технология позволяas opposed to “ball” technology ет в отличие от «шаровой» проводить исслеallows to carry out downhole logдования внутри скважины и повторный ГРП, ging and re-fracturing and start а также быстрее приступать к добыче после production faster after finishing ● New Multi-stage Hydraulic Fracturing Technology ● Новая технология проведения многостадийного ГРП проведения всех операций. all operations.

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

Oil&GasEURASIA

ǏǍǥǍ Ǟǒǟǩ ǗǛǚǟǍǗǟǛǏ

ВАШИ ЦЕННЫЕ КОНТАКТЫ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Весьма вероятно, что потенциальный покупатель вашей продукции или услуг читает наш журнал. Самый короткий путь к новым контрактам - размещение визитной карточки вашей компании на страницах НГЕ. Пусть ваша реклама поработает на вас!

ʝʐʧʗʟʜʪʘ ʭʟʗʓʗʦʔʠʙʗʘ ʝʞʪʡǤ ʒʗʐʙʗʘ ʞʝʓʤʝʓǤ Ϊ͹ǦͶͻͷǦͳ͵ͶǦͶͶͲͲ Ǥ

ʝ˗ˋ˔ ˅ ʝ˔˕ˋːˈǣ ͷͶͼ Ǥ ǡ ͿͶͶ ʝ˔˕ˋːǡ ʡˈ˘˃˔ ͽ;ͽͶͷ

Heat Trace CIS Ltd. Россия, 105523, Москва Щёлковское шоссе д. 100 www.heat-trace.com

ОТДЕЛ ПРОДАЖ

ʝ˗ˋ˔ ˅ ʛˑ˔ˍ˅ˈǣ ˖ˎǤ ʐˑˎ˟˛˃ˢ ʝ˓ˇ˞ːˍ˃ ͷ͸Ǧͷ ʛˑ˔ˍ˅˃ ͷͷͻͶ͹ͻ

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

ǟ ǮǬǽ ǱǽǾȈ ǮǺǻǼǺǽȇ ǻǺ ǞǬǸǺǲǱǹǹǺǸǿ ǽǺȊǳǿ" ПОСЕТИТЕ

www.worldwidegost.com

Ваша визитная карточка здесь! Размеры 90x50 мм. Эта страница с визитными карточками будет напечатана на плотной бумаге (300 г/м2), с перфорацией и с двух сторон (на русском и на английском языках). Извлеките и поместите в любую стандартную визитницу!

ООО "Зиракс", Россия, г. Волгоград www.zirax.ru sales@zirax.com

Нефтепромысловая химия и технологии для КРС и ПНП (разработка, производство, продажа, сервис): O щадящее глушение, блок-пачки O кислотные составы O реагенты для буровых растворов O РИР, водоизоляция

YOUR NETWORK YOUR VALUABLE CONTACTS IN THE OIL & GAS INDUSTRY

It’s highly likely that potential buyers of your services and equipment read our magazine. Take the shortcut to your next contract, print your business card here at favorable rates and make the most of this unique opportunity to grow your business!

Heat Trace CIS Ltd. Russia, 105523, Moscow Schelkovskoye Shosse 100 www.heat-trace.com

BIG LAW. FLEXIBLE FIRM. SALES DEPARTMENT Phone / fax: +7 (495) 211-01-50 moscow@heat-trace.de

ϔ ǣ ͷͶͼ Ǥ ǡ ͿͶͶ ǡ ͽ;ͽͶͷ ϔ ǣ ͷ͸Ǧͷ ͷͷͻͶ͹ͻ

Ϊ͹ǦͶͻͷǦͳ͵ͶǦͶͶͲͲ Ǥ

Customs Union Questions? Expanding Oil & Gas logistics

VISIT www.worldwidegost.com

Zirax LLC, Volgograd, Russia www.zirax.ru sales@zirax.com

Oil-field chemistry, well-workover&oil recovery technologies (designe, production, sales, service): O gentle well killing, kill pills O acid compositions O drilling mud chemicals O squeeze cementing, water shutoff

Your Business Card Here! Dimensions 90x50 mm. This business card page will be printed on card stock (300g), with perforated lines and double sided, English and Russian. Tear Out and Place in Any Standard Business Card Holder!

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

tion and due to its elasticity mitigate any possible mechanical damages of anti-corrosion coating. In the heat insulating systems the thermal shielding membranes Reform serve as the first contact layer that saves from a “thermal shock” (the cyclic temperature drops, the peak heat load) on top insulating layers by preventing their damage and loss of heat insulating properties. SSTenergomontazh new product is most effective when applied to units and equipment which are susceptible to corrosion under the heat insulation: pipelines, vessels, heat exchangers, tanks, steam lines, valves and taps.

Мембраны Reform легко наносятся в труднодоступных местах, не требуют остановки технологического оборудования, доступны для визуального контроля и относятся к классу экологически чистых материалов. Мембрана Reform способна снижать плотность тепловых потоков в слое толщиной 2-4 мм, эффективно смещать точку росы (температуру, при которой конденсируется влага из воздуха) в сторону увеличения, отражать ультрафиолетовое излучение. Эти свойства позволяют материалу стать эффективным барьером между теплом и холодом. Термоэкранирующие мембраны используются в качестве дополнительной защиты оборудования от коррозии, а также в качестве материала, усиливающего свойства теплоизоляционных систем. В антикоррозионных системах мембраны Reform за счет водоотталкивающих свойств минимизируют контакт окружающей среды с антикоррозионными покрытиями. Смещая точку росы, мембраны Reform упреждают появление конденсата, а за счет своей эластичности – смягчают возможные механические повреждения антикоррозионных покрытий. В системах теплоизоляции термоэкранирующие мембраны Reform выступают в качестве первого контактного слоя, который снимает «термический шок» (циклический перепад температур, пиковую тепловую нагрузку) с верхних слоев изоляции, предотвращая их повреждение и утрату теплоизолирующих свойств. Новый продукт компании «ССТэнергомонтаж» наиболее эффективен при нанесении на узлы и оборудование, которые подвержены коррозии под тепловой изоляцией: трубопроводы, емкости, теплообменники, резервуары, паропроводы, задвижки, вентили.

New EOR Technology Developed for Tatneft Tatneft R&D Institute, TatNIPIneft, developed enhanced oil recovery (EOR) technology comprising integral effect on layers with the use of microdispersed silica gel based compositions. The technology is developed for mature fields, represented by heterogeneous permeability reservoirs. The impact on the formation is carried out with a composition consisting of two consecutive layers. Initially silica gel microdispersion is pumped (particle size of silica gel is less than 5 microns) obtained from aqueous solutions of sodium silicate and hydrochloric acid which provides the water-saturated intervals blocking in the formation deep zones. Then, a composition is injected to increase oil recovery from less permeable oil saturated interlayers. The technology is protected by patent of Russian Federation № 2483202 (PJSC “Tatneft” named after V.D. Shashin is a patent holder). Among the benefits of technology IS the use of best available reagents domestic production; high efficiency; the possible impact on the deep formation zone Microfine compositions; the use of water of any salinity; environmentally sound technologies for the environment and human rights.

The new product complements a line of SSTenergomontazh products and solutions for electrical heating and heat insulating of pipelines, vessels and processing equipment.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Новый продукт дополнит линейку продуктов и решений «ССТэнергомонтаж» для электрообогрева и теплоизоляции трубопроводов, резервуаров и технологического оборудования.

PHOTO: SSTENERGOMONTAZH / ФОТО: ССТЭНЕРГОМОНТАЖ

●

Новая технологии «Татнефти» для повышения нефтеотдачи пластов Для повышения нефтеотдачи пластов специалистами ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть» разработана технология увеличения нефтеизвлечения путем комплексного воздействия на пласты с применением композиций на основе микродисперсных силикатных гелей. Технология предназначена для месторождений поздней стадии разработки, представленных неоднородными по проницаемости коллекторами. Воздействие на пласт осуществляется композицией, состоящей из двух последовательных оторочек. Первоначально закачивается микродисперсия силикатного геля (размер частиц силикатного геля составляет менее 5 мкм), полученная из водных растворов силиката натрия и соляной кислоты, которая обеспечивает блокирование водонасыщенных интервалов в глубинных зонах пласта. Затем проводится закачка композиции для увеличения нефтеизвлечения из менее проницаемых нефтенасыщенных пропластков. Технология защищена патентом Российской Федерации № 2483202 (патентообладатель – ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина). Среди преимуществ технологии – использование недорогих доступных реагентов отечественного производства; высокая эффективность; возможность воздействия на глубинные зоны пласта микродисперсными композициями; использование воды любой минерализации; экологиНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

#11-12 November-December 2015

TECH TRENDS In the oil fields of PJSC “Tatneft” industrial-scale technology is being introduced in 2014. The duration of technical efficiency is 1.5-3 years.

ческая безопасность технологии для окружающей среды и человека. На нефтяных месторождениях ПАО «Татнефть» в промышленных масштабах технология внедряется с 2014 года. Продолжительность технологической эффективности составляет 1,5-3 года. На Международной специализированной выставке «Нефть, газ. Нефтехимия-2015» технология удостоена Гранпри конкурса в номинации «Повышение нефтеотдачи пластов».

Vyksa Steel Works Develops New Steel for Oil and Gas Pipelines Specialists of Research and Development Center of Vyksa Steel Works JSC (part of the United Metallurgical Company, OMK ) has developed a new tubular steel for welded oil and gas pipelines with the improved corrosion resistance and operational reliability, 05HGB – low carbon steel alloyed with manganese and chromium with the addition of microalloying niobium additive.

На ВМЗ разработали новую сталь для сварных нефтегазопроводных труб

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

Oil&GasEURASIA

SOURCE: VMZ / ИСТОЧНИК: ВМЗ

Strict limitation of carbon content provides optimum microstructure guaranteeing high cold resistance and resistance to corrosion cracking in hydrogen sulfide environments (HIC, SSC). Chromium has been admixed into steel 05HGB to increase its resistance to carbon dioxide corrosion. To improve welding processability without loss of resistance to hydrogen cracking manganese and silicon content in the steel is optimized. Microalloying with niobium has been used to ensure mechanical properties and cold resistance of 05HGB steel at a controlled rolling. In evaluating of corrosion resistance of 05HGB steel pipes bypass and gravimetric corrosion testing have been used. Bypass testing is the most indicative one, since in this case it is possible to predict the usefulness of the product, and not only of the material. Today bypass corrosion tests are successfully completed in two regions: in Western Siberia tests were carried out under the conditions of two Gazpromneft – Noyabrskneftegaz fields, in Komi Republic under the conditions of one of Lukoil – Komi fields. The results of tests of new steel indicate that along with the better processability, new steel pipes surpass its best counterparts on corrosion resistance in various media. As a result of complex tests, that confirmed high service characteristics of 05HGB steel pipes, this products has been approved for use in a number of oil and gas producing companies in Russia. Currently pilot operation of pipelines from 05HGB steel is under performance. Pilot operation is accompanied by the author’s supervision on the part of Vyksa Steel Works JSC, including in-line inspection performance. In terms of Vyksa Steel Works through technology is fully developed for manufacturing and rolling of 05HGB steel pipes with 219-530 mm diameter and 5-12 mm wall thickness of, which guarantees a consistently high level of quality and reliability parameters.

Специалистами инженерно-технологического центра АО «Выксунский металлургический завод» (входит в состав Объединенной металлургической компании) разработана новая трубная сталь для сварных нефтегазопроводных труб повышенной коррозионной стойкости и эксплуатационной надежности 05ХГБ – низкоуглеродистая сталь легированная марганцем и хромом с микролегирующей добавкой ниобия. Строгое ограничение содержания углерода позволяет обеспечивать оптимальную микроструктуру, гарантирующую высокую хладостойкость и стойкость к коррозионному растрескиванию в сероводородсодержащих средах (HIC, SSC). В сталь 05ХГБ введен хром для повышения ее стойкости к углекислотной коррозии. Для повышения технологичности сварки без потери стойкости к водородному растрескиванию оптимизировано содержание марганца и кремния в стали. Микролегирование ниобием использовалось для обеспечения механических свойств и хладостойкости стали 05ХГБ при контролируемой прокатке. При оценке коррозионной стойкости труб из стали 05ХГБ применялись гравиметрические и байпасные коррозионные испытания. Наиболее показательными являются байпасные, так как в данном случае можно прогнозировать целесообразность применения изделия, а не только материала. Сегодня байпасные коррозионные испытания успешно завершены в двух регионах: в Западной Сибири испытания проводились в условиях двух месторождений АО «Газпром нефть – Ноябрьскнефтегаз», в Республике Коми - в условиях одного месторождения ООО «Лукойл – Коми». Полученные результаты испытаний новой стали свидетельствуют, что при большей технологичности, трубы из новой стали по своей коррозионной стойкости в различных средах превосходят лучшие аналоги. В результате проведенного комплекса испытаний, подтвердивших высокие служебные характеристики труб из стали 05ХГБ, данная продукция была одобрена для применения в ряде нефтегазодобывающих компаний России. В настоящее время проводится опытно-промышленная эксплуатация трубопроводов из стали 05ХГБ. Опытная эксплуатация сопровождается авторским надзором со стороны АО «Выксунский металлургический завод», включая проведение внутритрубной диагностики. В условиях АО «Выксунский металлургический завод» полностью разработана сквозная технология производства проката и труб из стали 05ХГБ диаметром 219-530 мм и толщиной стенки 5-12 мм, гарантирующая стабильно высокий уровень показателей качества и надежности.

Adler Anapa

VOLGA-URALS

Astrakhan Volgograd Veliky Novgorod Kaliningrad TIMAN-PECHORA Novorossiysk Orenburg Tyumen Nadym Kogalym Perm Kazan WEST SIBERIA Samara Saratov Komi Chelyabinsk Ufa Omsk EAST SIBERIA Ekaterinburg Tomsk Barnaul SAKHALIN Vladivostok Magadan Novy Urengoy Arkhangelsk Volgograd

TATARSTAN Murmansk

oilaanddgasseurrasiaa.coom

Vologda Noyabrsk St. Petersburg

GAS TRANSPORT

Half-Empty or Half-Full? Gazprom Halves Turkish Stream’s Throughput Capacity

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

Наполовину полон или наполовину пуст? «Газпром» вдвое сократил мощности «Турецкого потока» Lada Ponomareva

Лада Пономарева

azprom chief Alexei Miller told the audience at the St. Petersburg International Gas Forum in October that one of the company’s biggest projects to supply pipeline gas to Europe, Turkish Stream, would be halved in size. Initially projected at four lines and a throughput capacity of 63 bcm (billion cubic meters), the project could eventually wind down to two lines and 32 bcm. However, today even these plans are questionable. The project’s progress has been mainly hampered by the lack of a firm agreement between Russia and Turkey, which was expected to be reached this past summer. “Considering the unclear situation between these two partners, and the issues of the Turkish government, the elections, I’m not sure in principle that this project is going to be developed. We can predict with a great deal of certainty that eventually it won’t be implemented at all and will share the fate of its precursor, the South Stream,” Energy Policy Institute director Vladimir Milov told OGE. The expert reminded that the Turkish Stream was planned as an alternative and substitution for the gas transit route via Ukraine to Europe. Gazprom Deputy CEO Alexander Medvedev spoke about the same issue at a press conference last June that was dealing with problems

октября глава «Газпрома» Алексей Миллер в ходе своего выступления на Петербургском международном газовом форуме заявил о том, что один из крупнейших проектов компании по поставкам трубопроводного газа в Европу – «Турецкий поток» – будет реализован только наполовину. Из планируемого объема прокачки в 63 млрд м³ в год и четырех ниток может остаться только 32 млрд м³ и две нитки. Однако сегодня даже эти планы остаются под вопросом. Главным тормозящим фактором для «Турецкого потока» является отсутствие твердых договоренностей между Россией и Турцией, которые, как ожидалось, должны были быть достигнуты летом этого года. «С учетом непонятной ситуации между этими двумя партнерами, с правительством Турции, с выборами, я в принципе не уверен, что этот проект будет развиваться. С большой долей вероятности можно говорить о том, что он не состоится вообще и его ожидает та же судьба, что и у предшественника – „Южного потока“», – поделился мнением с НГЕ директор ООО «Институт энергетической политики» Владимир Милов. Эксперт напомнил, что «Турецкий поток» планировался как альтернатива и замена транзитному пути в Европу

Oil&GasEURASIA

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА

●

Gazprom CEO Alexei Miller and Botas general director Mehmet Konuk sign a memorandum of understanding on constructing the Turkish Stream gas pipeline. ● Алексей Миллер и генеральный директор Botas Мехмет Конук подписывают меморандум о взаимопонимании по строительству газопровода «Турецкий поток». related to deliveries of Russian gas to Europe. “After the gas transit contract with Ukraine expires (in 2019 – OGE) there won’t be any extension nor signing of a new transit deal. Under no circumstances,” Medvedev said. In this regard, he added, the simplest way to supply gas to Turkey (via the first pipeline branch – OGE) and European countries under the

через Украину. Об этом же заявлял и заместитель председателя правления газовой монополии Александр Медведев на июньской пресс-конференции, посвященной проблеме поставок газа в Европу: «После окончания транзитного контракта с Украиной (в 2019 году – НГЕ) ни продления, ни заключения нового транзитного контракта не будет. Ни при каких обстоятельствах». В этой связи, по его словам, самым простым способом обеспечения Турции (в рамках первой нитки газопровода – НГЕ) и стран Европы в новых условиях будет «Турецкий поток». Строительство морской части газопровода началось 8 мая. В том же мае «Газпром» возобновил переговоры на производство и поставку 150 тыс. т стальных труб с немецкой компанией Europipe (концерн двух предприятий Salzgitter и Dillinger Hutte). Ранее она привлекалась к проекту по строительству первой нитки морского участка газопровода «Южный поток», для которого концерны должны были выпустить 50% продукции – 37,5 тыс. 12-метровых труб. Вторую половину заказа для «Южного потока» отдали российским ЗАО «Объединенная металлургическая компания» (ОМК, 35%) и ОАО «Северсталь» (15%). Поставленные и не сваренные трубы для наземной части «Турецкого потока»/«Южного коридора» «Газпром» сегодня планирует направить на расширение газопроводов на севере, которые будут обеспечивать дополнительными объемами будущий проект «Северный поток-2». Как напоминают в пресс-службе корпорации, у компании осталось около 380 км труб – 330 тыс. т, стоимость которых оценивается с учетом текущего курса валют почти в 35 млрд рублей. Поскольку трубы закупались по докризисным ценам, сейчас их использование позволит «Газпрому» сэкономить, подчеркивают в компании.

building for the heaviest duties

MODULAR TRAILERS AND SELF-PROPELLED VEHICLES EHICLES INDUSTRIE COMETTO S.p.A.

12011 Borgo San Dalmazzo CUNEO (Italy) Tel. +39 0171 263300 - cometto@cometto.com

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

www.cometto.com metto.com

#11-12 November-December 2015

13 European countries were receiving Russian gas via Ukraine in 2014. В 2014 году 13 стран Европы получали российский газ через Украину. Baumgarten (Austria, Italy, Hungary, Slovenia, Croatia) Баумгартен (Австрия, Италия, Венгрия, Словения, Хорватия)

Beregovo (Hungary, Serbia, Bosnia and Herzegovina) Берегово (Венгрия, Сербия, Босния и Герцеговина)

6.3 6.4

41.2

2013 2014

Drozdovichi (Poland) Дроздовичи (Польша)

Romania Румыния Bulgaria Болгария

4 3.5 *Since 2014, Czech Republic, Germany and Slovakia receive Russian gas only via Nord Stream pipeline. *Чехия, Германия и Словакия с 2014 года получают газ только по «Северному потоку».

1.2 0.4

● ●

2.8 2.7

Countries receiving Russian gas via Ukraine. Страны, получающие газ через Украину.

В июле этого года «Газпром» приостановил строительные работы по «Турецкому потоку» ввиду того, что к тому моменту не были подписаны необходимые документы по Turkey 11.9 проекту с турецкой стороной. Таким образом, Турция 12.9 тема поставок снова оказалась под вопросом. Чуть ранее был расторгнут и контракт с трубоуLanžhot (Czech Republic, Germany) 11.1 кладчиком Saipem. В числе официальных причин Ланжгот (Чехия, Германия) 0* руководство российской компании называло невозможность достичь соглашения с итальянцами по Slovakia 5.4 ряду рабочих и коммерческих пунктов. Однако более Словакия 0* вероятной выглядит неофициальная версия отраслеnew circumstances would be to pump gas via the Turkish вых аналитиков: контракт с Saipem был расторгнут для того, чтобы избежать выплат по неустойке. После закрыStream. Construction of the subsea section was launched on тия «Южного потока» за простой итальянского флота в May 8. In the same month, Gazprom resumed talks on болгарском порту Бургас «Газпрому» пришлось заплатить manufacture and delivery of 150,000 tons of steel pipe with около $300 млн. В начале октября планы газовой монополии вновь Germany’s Europipe (the concern includes Salzgitter and Dillinger Hutte companies). Earlier, the same manufacturer начали меняться – Александр Медведев высказал мнение, was contracted to deliver pipe for the subsea section of the что реализация «Турецкого потока» может быть сдвинута на год. При этом «Газпром» не теряет оптимизма: 151.8 148.5 Медведев отметил, что в Турции проект по-прежнему считается важным для страны и что российская ком133.9 130.5 пания готова к строительству всех четырех ниток. Нынешние и потенциальные подрядчики «Турецкого потока» на фоне этих новостей коммен100.5 тировать свое участие в проекте не спешат, дожидаясь официального разрешения ситуации. Но, как предупреждают аналитики, опрошенные НГЕ, им 101.1 95.4 стоит быть готовыми к тому, что заказа от россий83.9 81.2 ского газового монополиста может и не поступить. 58.9 Эксперты агентства «ПРАЙМ» считают, что и перенос строительства этого газопровода, и сокращение объема поставок на 50% может сыграть на руку расширению «Северного потока». «Этот проект может получить необходимые инвестиции благодаря про2010 2011 2012 2013 2014 ектному финансированию, в то время как „Турецкий поток“ полностью финансируется „Газпромом“, при The volume of gas transit via Ukraine decreased by 29 percent in 2014. этом нет 100%-х гарантий, что европейские потреThe transit contract with Ukraine ends in 2018. бители обеспечат отбор газа в тех объемах, чтобы Объемы транзита газа через Украину в 2014 году снизились на 29%. проект мог считаться эффективным», – считают в Транзитный контракт с Украиной заканчивается в 2018 году агентстве. 2.6 1.7

Transit / Транзит ● ●

The transit of Russian gas to Europe and Turkey via Ukraine. Транзит российского газа в Европу и Турцию через Украину.

SOURCE / ИСТОЧНИК: GAZPROM.RU, UKRTRANSGAZ, NATIONAL ENERGY SECURITY FUND

Greece Греция

Volume of transported gas / Объем траспортированного газа

cub.m., bln / млрд м3 31.4

bcm / млрд м3

SOURCE / ИСТОЧНИК: GAZPROM.RU, UKRTRANSGAZ, NATIONAL ENERGY SECURITY FUND

GAS TRANSPORT

Тем временем в Европе Поскольку конечная точка «Турецкого потока» планируется на турецко-греческой границе, потенциальным покупателям придется самостоятельно решать вопросы дальнейшей транспортировки газа. Oil&GasEURASIA

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА

● ●

Gas pipelines supplying Russian gas to Europe by 2018 Газопроводы в Европу к 2018 году

Естественно, что такой подход поставщика к клиентам по душе далеко не всем. В частности, Италия начала заглядываться в сторону египетских запасов. В августе этого года глава итальянской корпорации Eni Клаудио Дескальци озвучил план с 2018 года начать экспортные поставки с гигантского морского газового месторождения Зор в египетской зоне Средиземного моря. По предварительным оценкам, запасы открытого месторождения насчитывают около 30 трлн кубических футов газа (850 млрд м³). По словам Дескальци, для Египта это открытие будет означать энергетическую самодостаточность, сами же власти Египта оптимистично заявляют, что

Vyborg Выборг

Торжок Torzhok

RUSSIA / РОССИЯ BELARUS БЕЛАРУСЬ

Greifswald Грайфсвальд Мальнов Malnov

POLAND ПОЛЬША

Baumgarten Баумгартен

AUSTRIA АВСТРИЯ SLOVENIA СЛОВЕНИЯ

ITALY ИТАЛИЯ

UKRAINE / УКРАИНА

Drozdovichi Дроздовичи Beregovo Берегово

SOURCE / ИСТОЧНИК: GAZPROM.RU, UKRTRANSGAZ, NATIONAL ENERGY SECURITY FUND

first branch of the South Stream gas pipeline. Europipe was expected to deliver 50 percent of the entire quantity of pipes, i.e. 37,500 pieces of 12-meter pipes. The other half of pipe manufacturing orders was handed to Russia’s OMK (35 percent) and Severstal (15 percent). Today, Gazprom plans to use delivered but unused pipes for the overland section of the Turkish Stream/South Corridor to expand pipelines in Russia’s north that would provide additional volumes of gas to the future Nord Stream 2 pipeline. According to Gazprom’s press service, the company has around 380 kilometers of pipes left. They weigh 330,000 tons and their worth as per current exchange rate is estimated at almost 35 billion

Russkaya CS «Русская» КС Beregovaya CS «Береговая» КС

HUNGARY ВЕНГРИЯ ROMANIA / РУМЫНИЯ CROATIA Varna ХОРВАТИЯ Варна BOSNIA AND SERBIA HERZEGOVINA СЕРБИЯ BULGARIA / БОЛГАРИЯ БОСНИЯ И ГЕРЦЕГОВИНА Ipsala Ипсала

BLACK SEA ЧЕРНОЕ МОРЕ Samsun Самсун

Ankara Анкара

TURKEY / ТУРЦИЯ

GREECE / ГРЕЦИЯ

NORTH STREAM / «СЕВЕРНЫЙ ПОТОК» YAMAL-EUROPE / «ЯМАЛ-ЕВРОПА»

SOUTH STREAM / «ЮЖНЫЙ ПОТОК» Project with a capacity of 63 bcm per year was cancelled in December 2014. Проект газопровода мощностью 63 млрд м3/год закрыт в декабре 2014 года.

URENGOY-UZHGOROD / «УРЕНГОЙ-УЖГОРОД» Transit via Ukraine in 2014 - 58,9 bcm per year Транзит через Украину в 2014 году 58,9 млрд м3/год

TURKISH STREAM / «ТУРЕЦКИЙ ПОТОК» Estimated capacity - 63 bcm per year Планируемая мощность 63 млрд м3/год

BLUE STREAM / «ГОЛУБОЙ ПОТОК»

Gas hub / газовый хаб

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#11-12 November-December 2015

GAS TRANSPORT PHOTO / ФОТО: ENI

rubles. Since these pipes had been purchased at prices before the crisis set in, now their use will help Gazprom save money, the company said. In J u l y, Gazprom halted construction work on the Turkish Stream after Turkey failed to sign necessary documents on the project. This again put a question mark on gas supply. A bit earlier ● According to Eni chief Claudio Descalzi, the monopoly had in 2018 the Italian company plans to cancelled a con- start exporting gas produced at Egypt’s tract with the pipe- giant Zohr offshore gas field in the laying contractor, Mediterranean Sea. Saipem. Among ● По словам главы Eni Клаудио official reasons Дескальци, в 2018 году итальянская behind the decision компания начнет экспорт газа the gas giant cited с гигантского морского газового inability to reach месторождения Зор в египетской зоне agreement with the Средиземного моря. Italian company on a number of working and commercial issues. However, the unofficial version of industry experts sounds more likely: the contract with Saipem was cancelled in order to avoid paying penalties. After cancelling the South Stream project, Gazprom had to pay $300 million to compensate the Italian fleet’s demurrage in the Bulgarian port of Burgas. In early October, Gazprom’s plans began to change again as Alexander Medvedev told reporters that the execution of the Turkish Stream project could be postponed by a year. Meanwhile, Gazprom is still optimistic about the project’s prospects: Medvedev noted that Turkey still regards the project as important and added that Gazprom is ready to build all four branches. Against this backdrop current and potential Turkish Stream contractors aren’t in a hurry to comment on their participation in the project, preferring to wait until the situation is officially resolved. But, as analysts polled by OGE warn, they should be ready to accept the situation that Gazprom might not eventually order anything at all. PRIME agency experts think that both the postponement

The Turkish Stream is a new gas pipeline from Russia to Turkey. Its route runs from the Russkaya compressor station near Anapa and across the floor of the Black Sea to the town of to Kiyikoy village in the European part of Turkey and further via Luleburgaz to Ipsala on the Turkish-Greek border. Six hundred and sixty kilometers of the offshore pipeline route will be laid within the old corridor of South Stream and 250 kilometers – within a new corridor towards the European part of Turkey. The onshore gas pipeline section will stretch for 180 kilometers from the Black Sea coast of Turkey to the border between Turkey and Greece.

импорт газа из других стран может быть приостановлен в этой связи на три-пять лет. Есть и другие альтернативы российскому газу – Ливан, Израиль, шельф Черного моря и прочие. И хотя каждая из этих стран/регионов в отдельности обладает небольшими запасами, их совокупная газодобыча сможет обеспечить потребности Европы в «голубом топливе» на ближайшие 5-10 лет. Впрочем, некоторые европейцы склонны расценивать диверсификацию российских поставок за счет реализации проектов «Турецкий поток» и «Северный поток» как положительную. Источник в европейской ассоциации газовых компаний Eurogas со ссылкой на ее главу Гертьяна Ланкхорста подтвердил НГЕ, что ассоциация приветствует и поддерживает эти проекты «Газпрома» и не видит препятствий на пути строительства «Турецкого» и расширения «Северного» потоков. При этом если в отношении «Северного потока» Eurogas с уверенностью заявляет о положительном эффекте от прямой доставки газа в Европу в лице Германии, то насчет «Турецкого потока» и того, каким образом российский газ достигнет европейских потребителей, ассоциация от комментариев пока воздерживается.

Завтра может быть поздно Пока решаются коммерческие и политические вопросы по проекту, Турция продолжает получать газ по «Голубому потоку» и ожидает окончания строительства Трансанатолийского газопровода (TANAP) азербайджанской SOCAR. Второй маршрут некоторые участники рынка часто называли конкурентом «Турецкому потоку», что, впрочем, опровергают как в Турции, так и в России. Главная проблема, которая может возникнуть в случае реализации российского и азербайджанского трубопроводов – передача под контроль Турции слишком большого количества транзитных потоков, что, в свою очередь, чревато для ее партнеров определенными рисками по выдвижению собственных условий по прокачке газа. Это видно на примере переговоров Турции и России: первая сумела поднять предлагаемые «Газпромом» скидки с 6 до 10,25%. Но сторонам так и не удалось достичь окончательного согласия, и в конце октября турецкая сторона в лице компании Botas заявила, что попытается решить вопрос в арбитражном порядке. Кроме этого Турцию не устраивает статус транзитера – сейчас она требует предоставить ей права на перепродажу российского газа. В случае, если Турция станет на южном направлении безальтернативным коридором, она может «выкрутить руки всем», что станет большой проблемой для партнеров этой страны. Еще одну головную боль «Газпрому» добавляет другой проект по транспорту газа – Eastring, который, как планируется, соединит Каспийский регион и ЕС в обход России. На саммите ЕС по Восточному партнерству в Риге представители Венгрии, Румынии, Болгарии и Словакии подписали соответствующее соглашение о региональном сотрудничестве по транспорту газа. Однако руководство «Газпрома» пока не считает эти планы хоть сколько-нибудь опасными для собственных поставок. «Если мы внимательно посчитаем баланс спроса и предложения по дороге из Азербайджана в Европу, то выяснится, что на выходе из Турции остается 4-6 млрд м³ газа. Ну что, эти объемы могут решить энергетическую судьбу Европы? Мне кажется, это какой-то маржинальный объем <…> Мы не боимся конкуренции. Наш газ конкурентоспособен. Мы реализуем „Турецкий поток“ так же, как хотели реализовать „Южный поток“», – заявил на летней конференции Oil&GasEURASIA

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА

of construction of the Turkish Stream pipeline and the 50-percent reduction of supply could actually benefit the expansion of the Nord Stream pipeline. “This project can secure investment through project financing whereas the Turkish Stream is fully financed by Gazprom, but there are no 100-percent guarantees that European consumers would draw enough gas to make the project efficient,” they say.

Meanwhile in Europe Since the final point of the Turkish Stream is planned to reach the Turkish-Greek border, potential gas buyers will have to solve by themselves the issue of transporting that gas further. Naturally, such an approach of the supplier many customers don’t find pleasing at all. Italy, for instance, has started looking at Egypt’s reserves. In August, Eni chief Claudio Descalzi announced a plan to start in 2018 export deliveries of gas produced at the Zohr supergiant offshore gas field in the Egyptian sector of the Mediterranean Sea. Preliminary estimates suggest that the field’s reserves total around 30 trillion cubic feet (850 billion cubic meters) of gas. According to Descalzi, the discovery will help Egypt become self-sufficient in terms of energy supply, and authorities in Cairo optimistically assert that the import of gas from other countries may be suspended for three to five years. Other alternatives to Russia’s gas include supply from Lebanon, Israel, offshore fields in the Black Sea, etc. Though each of these countries and regions independently possesses relatively small reserves, their total production might meet Europe’s gas demand over the next five to 10 years. By the way, some Europeans regard diversification of Russia’s gas supply via Turkish Stream and Nord Stream pipelines as positive. A source at Eurogas, the European Association of Gas Companies, confirmed to OGE citing Eurogas President Gertjan Lankhorst that the association welcomed and supported these Gazprom projects and sees no obstacles en route to building the Turkish Stream and expanding the Nord Stream. At the same time, Eurogas is convinced that direct gas delivery to Europe (i.e. Germany) via Nord Stream will produce a positive effect, but refrains from commenting how Russian gas is going to reach European consumers via Turkish Stream.

Tomorrow It May Be Too Late While project-related commercial and political issues are being resolved Turkey continues to receive Russia’s gas via the Blue Stream pipeline and expects construction of the Trans-Anatolian pipeline (TANAP) to be completed by Azerbaijan’s SOCAR. Some market players have labeled the latter route as competitor to the Turkish Stream – the claim that both Turkey and Russia have denied. The major problem that may arise in case both pipelines are built is putting too many transit routes under Turkey’s control, which could pose certain risks to Ankara’s partners when lobbying their own interests in gas supply. This could have been seen during the talks Turkey held with Russia, eventually managing to force Gazprom to increase the discount from 6 percent to 10.25 percent. However, the parties failed to clinch a final deal and in late October Botas said it would take Gazprom to arbitration over the issue. Besides this, Turkey is not happy with the status of a transit country, it now wants to be granted permit to re-sell Russia’s gas. In case Turkey becomes a corridor without alternatives Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#11-12 November-December 2015

GAS TRANSPORT on the southern routes, it could “twist everyone’s arms”, creating big problems for its partners. Gazprom’s headaches include another gas transportation project, Eastring, which should link the Caspian region and the European Union by-passing Russia. At the EU Eastern Partnership summit in Riga representatives of Hungary, Romania, Bulgaria and Slovakia signed an agreement on regional cooperation regulating gas transportation. However, for the time being Gazprom’s management doesn’t think these plans could endanger its own gas supply. “If we thoroughly count the balance of demand and supply en route from Azerbaijan to Europe, it will become evident that there are 4-6 bcm of gas left at the exit point in Turkey. So what, can these volumes solve Europe’s energy issues? It seems to me that these are marginal volumes. We‘re not afraid of competitors. Our gas is competitive. We will implement the Turkish Stream just as we had wanted to implement the South Stream,” Medvedev told a conference in the summer. He did make a note though that if Europe wants to buy Russia’s gas, it should decide on the matter now because “tomorrow it could be too late not because of the unavailability of gas, but because there will be no time to build the pipeline.”

Transit Policy Meanwhile, Gazprom’s decisive stance to reject Ukraine as a transit partner could cost the monopolist dearly. Today, the cost of pumping 1,000 cubic meters of gas over 100 kilometers totals $2.8. Occasionally, Ukraine’s Energy Ministry raises the issue of lifting that fee to $5, so it can compensate transit-related expenses. Financial experts think that Ukrainian transit fees are among the cheapest, and Turkey will hardly agree to the same prices. “Currently, there aren’t any problems in relation to transiting Russian gas via Ukraine. There are no grounds for terminating the transit. Moreover, it seems that in the country’s east political de-escalation is taking place,” explains Milov. “Construction of a ‘superexpensive’ two-branch pipeline without guaranteed demand is quite a doubtful enterprise, especially with such a partner as Turkey, which could become a ‘new Ukraine times ten,’” stressed the expert. If the Turkish Stream eventually gets scrapped, transit via Ukraine will continue. It’s possible that the Blue Stream pumping capacity may be reconsidered and expanded, providing demand for Russian manufacturers of tubular products and components. The third attempt to pass the Black Sea and implement a similar project could turn out to be a lot cheaper than 11.4 billion euros – the cost Gazprom anticipated for construction of the Turkish Stream line in its original configuration with four branches. Besides this, the monopoly is currently experiencing certain difficulties related to its marketing policy, which apparently needs to be revised. A significant cut in demand for Russian gas in Europe has to do – among other things – with the policy of signing long-term take-or-pay contracts, which are linked to the price of oil. Regarding the Turkish project, Medvedev asserts that Gazprom has an action plan that also includes the issue of corporate organization. “Our role is very simple: we guarantee gas supply on the take-orpay principle, which is sufficient to provide financing for any project. For the time being, no other form [of relations] is envisaged,” the executive said.

«Турецкий поток» – новый газопровод из России в направлении Турции. Маршрут пройдет от компрессорной станции «Русская» в районе Анапы по дну Черного моря до населенного пункта Кыйыкей на европейской части Турции и далее через Люлебургаз до Ипсала на турецко-греческой границе. Морской участок газопровода пройдет 660 км в старом коридоре «Южного потока» и 250 км в новом коридоре в направлении европейской части Турции. Сухопутный участок газопровода пройдет 180 км от черноморского побережья Турции до турецко-греческой границы.

Медведев. При этом зампред «Газпрома» сделал оговорку, что если Европа хочет покупать российский газ, то она должна решать это сейчас, потому что «завтра может оказаться уже поздно не потому, что газа не будет, а потому что времени не будет построить».

Транзитная политика Тем временем, решительное намерение отказаться от Украины как от транзитного партнера может дорого обойтись «Газпрому». Сегодня стоимость прокачки 1 тыс. м³ газа на 100 км составляет $2,8. Периодически Минэнерго Украины поднимает вопрос о повышении этой ставки до $5 для компенсации затрат на обеспечение транзита. Финансовые эксперты считают, что украинские тарифы одни из самых дешевых, а ожидать таких же от Турции не приходится. «Сейчас нет никаких проблем с транспортировкой российского газа через территорию Украины. Оснований для прекращения транзита нет. Тем более, что на востоке Украины наблюдается политическая разрядка», – объясняет Милов. Строительство «супердорогостоящего» трубопровода в две нитки и без гарантированного спроса – дело крайне сомнительное, особенно с таким партнером, как Турция, которая может стать «новой Украиной в кубе», подчеркнул эксперт. В том случае, если «Турецкий поток» не состоится, транзит через Украину будет продолжаться в прежнем режиме. Возможно, будут пересмотрены и увеличены мощности «Голубого потока», под который спрос для своей продукции смогут найти российские поставщики труб и комплектующих. Третья попытка пройти через Черное море и реализовать подобный проект обошлась бы «Газпрому» в разы дешевле, тогда как сейчас решается судьба 11,4 млрд евро. Именно такая сумма закладывалась газовой компанией на строительство «Турецкого потока» в его изначальном варианте – в четыре нитки. Кроме того, на данный момент монополия явно испытывает определенные трудности с маркетинговой политикой, которая очевидно требует пересмотра. Значительное сокращение спроса на российский газ в Европе не в последнюю очередь связано с практикой долгосрочных контрактов take-or-pay (англ. «бери или плати»), которые привязываются к ценам на нефть. Что касается проекта в Турции, то, по словам зампреда российской газовой монополии Медведева, у «Газпрома» имеется план работы, в том числе с точки зрения корпоративной организации. «Наша роль очень проста: мы гарантируем поставки газа на принципах „поставляй или плати“, которых достаточно, чтобы обеспечить финансирование для любого проекта. Пока другой формы участия не предусмотрено», – сказал руководитель.

Oil&GasEURASIA

FINANCE

Ivan Shlygin

Иван Шлыгин

he breakaway from the U.S. dollar as the currency for international payments had been often discussed in the past. But since last year, efforts to make the switch have intensified. Russia, the United States and China have disagreed on a number of issues, including sanctions against Russia that were triggered by the Ukrainian crisis, and market instability because of collapsing oil prices. Brent brand at yearend 2015 was already trading below $40 a barrel and expected to hit the low to mid $30s in Q1 2016. The dollar has been under fire as traders manipulated with oil futures and thus negatively influenced the pricing. This produced a paradox when oil producers sustain losses, and traders make profit. Trafigura Beheer BV, Glencore, Gunvor Group and Mercuria Energy Group independent traders have been able to earn on volatility thanks to the Chicago Board Options Exchange Crude Oil Volatility Index (OVX), which in 2015 doubled year-on-year and hit 52.3 points. Vitol Group executive director Ian Taylor told Bloomberg in an interview that in the current situation, not only volatility helps traders to earn, but also contango at the cost of higher contract prices with deferred delivery compared to immediate repayment prices. Traders buy oil and store it in tankers, waiting for the right moment to sell as the price difference between Brent contracts with near and far performance dates doubled since early July by $7.88 per barrel, and it was even bigger for fuel oil. Last year, thanks to contango, Vitol made a profit of $1.35 billion – its biggest in three years. Russia, China and some other BRICS and CIS countries are working on replacing the dollar in oil contracts,

б отходе от американского доллара в качестве валюты для международных расчетов говорилось уже неоднократно, но с прошлого года работа в этом направлении ведется особенно активно на фоне разногласий России, США и Китая по ряду вопросов, включая антироссийские санкции из-за кризиса на Украине, и нестабильность рынка из-за обвала котировок нефти (цены на «черное золото» марки Brent упали с $100 до $40 – даже ниже $40). Доллар критикуют за манипуляции трейдерских компаний с фьючерсами на нефть, что в свою очередь негативно сказывается на ценообразовании. В итоге сложилась парадоксальная ситуация, в которой нефтедобывающие компании терпят убытки, а нефтетрейдеры фиксируют прибыль. Независимые трейдеры Trafigura Beheer BV, Glencore, Gunvor Group и Mercuria Energy Group смогли заработать на волатильности благодаря чикагскому индексу волатильности цен на сырую нефть (Chicago Board Options Exchange Crude Oil Volatility Index, OVX), который вырос в 2015 году до отметки 52,3, что вдвое больше уровня 2014 года. Исполнительный директор Vitol Group Ян Тейлор в интервью Bloomberg рассказал, что трейдерам в текущей ситуации помогает зарабатывать не только волатильность, но еще и контанго за счет более высоких цен контрактов с отложенной поставкой по сравнению с ценами немедленного выкупа. Трейдеры закупают нефть и хранят ее в танкерах, дожидаясь более подходящего момента для продажи, так как разница в цене между ближними и дальними по срокам исполнения контрактами на нефть марки Brent

PHOTO / ФОТО: BIZNEWS.COM

Traders Look for Alternative to Dollar Трейдеры ищут альтернативу доллару

Oil&GasEURASIA

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

and on preparing to launch oil futures nominated in rubles and yuans. These contracts will compete with dollars contracts for Brent and WTI and represent an important first step. In Russia, this project is conducted by the St. Petersburg International Mercantile Exchange (SPIМEX) acting on government orders after an appropriate letter was sent out to the Finance Ministry, the Economic Development Ministry, the Federal Customs Service, the Energy Ministry and the Bank of Russia. Discussions about this project had first started in February in the Federal Anti-Monopoly Service (FAS). According to FAS representatives, even partial ruble sales of oil and oil products to foreign clients can strengthen the ruble considerably. According to FAS chief Igor Artemyev, the sale of only 10 percent of domestic stock for rubles would require buyers to get the ruble equivalent of about $15 billion, which is comparable to the size of Bank of Russia interventions. Besides, as Artemyev thinks, selling export products for rubles via the commodities exchange could reduce capital outflow, create a transparent taxable base and fair market prices. In April, Gazprom Neft chief Alexander Dyukov spoke about interest for oil contracts not only in dollars, but also in rubles. According to Kommersant, Surgutneftegaz and Rosneft also expressed an interest in this matter. Gazprom Neft’s contract for oil supply from the Novoportovskoye field was signed in mid-August. Kommersant’s sources believe the payment for this contract will most likely be made in rubles. Мeanwhile, China paid oil deliveries via the ESPO (Eastern Siberia-Pacific Ocean) oil pipeline with yuans. According to Alexei Sergeyev, SPIМEX managing director for the forward market, Urals and ESPO contracts with delivery points in the ports of Primorsk, Ust-Luga and Kozmino, were chosen as a basic asset for the new future. The minimum lot of the future is planned at 1,000 barrels at the minimum size of delivery by tanker amounting to 100,000 tons. Each contract runs for a month. SPIМEX plans the scheme of an early exchange of futures for physical delivery (EFP). Futures will be oriented toward dollar-per-barrel prices, but fees and variable margin will remain in rubles. The Chinese government also ordered relevant ministries to develop a specification for a futures oil delivery contract denominated in yuans. The launch of the new tool is planned in autumn at the Shanghai International Power Exchange. Oil futures will be China’s first yuandenominated contract allowing foreign investors to participate directly. The minimum lot will be 100 barrels unlike contracts of other oil brands where it stands at 1,000 barrels. Currently, we are observing an opportunity window for reconstructing rules of international trade, pricing systems, and even a global financial system, Beijing Commerce and Industry University professor Hu Yuyue told reporters. In his opinion, today’s China can’t be compared with yesterday’s as the yuan has become the world’s fifth accounting currency, which suggests it should be included in a basket of currencies of special drawing rights (SDR). Some experts assert that China has already become the world’s largest oil buyer. Beijing’s imports of crude oil Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ФИНАНСЫ удвоилась с начала июля до $7,88 за баррель, а по мазуту еще больше. В прошлом году Vitol смогла за счет контанго добиться самой большой прибыли за три года, составившей $1,35 млрд. Работу над заменой доллара в контрактах на нефть ведут Россия, Китай, а также ряд других стран из БРИКС и СНГ. Важными шагами на этом пути стала подготовка к запуску фьючерсов на нефть, номинированных в рублях и юанях. Эти контракты будут конкурировать с долларовыми на Brent и WTI. В России этим проектом занимается «СанктПетербургская международная товарно-сырьевая биржа» (ЗАО «СПбМТСБ») по поручению правительства, которое направило соответствующее письмо в Минфин, Минэкономразвития, Федеральную таможенную службу (ФТС), Минэнерго и Банк России. Впервые о проекте заговорили в ФАС в феврале этого года – по мнению представителей антимонопольного ведомства, даже частичная продажа нефти и нефтепродуктов иностранным клиентам за российскую валюту способна значительно укрепить рубль. По словам главы ФАС Игоря Артемьева, продажа всего 10% отечественного сырья за рубли потребовала бы от покупателей приобретать рублевую массу эквивалентом порядка $15 млрд, что сопоставимо с интервенциями Банка России. Кроме того, как считает Артемьев, биржевая реализация продукции на экспорт за российскую валюту способна снизить отток капитала, сформировать прозрачную налогооблагаемую базу и справедливые рыночные цены на товары. Об интересе к расчетам за нефть не только в долларах, но и в рублях в апреле говорил глава «Газпром нефти» Александр Дюков. «Коммерсант» со ссылкой на источники писал об интересе к этой теме «Сургутнефтегаза» и «Роснефти». Контракт «Газпром нефти» на поставку нефти с Новопортовского месторождения заключен в середине августа. По словам источников «Коммерсанта» оплата по нему, скорее всего, произойдет в рублях. Китайская же сторона также оплатила поставки по контракту на прокачку нефти по ВСТО (нефтепровод Восточная Сибирь – Тихий океан) в юанях. В качестве базового актива для нового фьючерса, как ранее рассказывал управляющий директор СПбМТСБ по срочному рынку Алексей Сергеев, выбраны контракты на нефть Urals и ВСТО с поставкой в портах Приморск, УстьЛуга и Козьмино. Минимальный лот фьючерса планируется размером 1 000 баррелей при минимальном объеме танкерной поставки в 100 тыс. т. Срок каждого контракта – 1 месяц. СПбМТСБ планирует механизм досрочного обмена фьючерсов на физическую поставку (EFP). Фьючерсы будут ориентироваться на котировки в долларах за баррель, но сборы и вариационная маржа останутся в рублях. Правительство Китая тоже дало поручение по разработке спецификации фьючерсного контракта на нефть в национальной валюте. Запуск нового инструмента планируется осенью на Шанхайской международной энергетической бирже. Нефтяные фьючерсы будут первым китайским контрактом в юанях, допускающим непосредственное участие иностранных инвесторов. Минимальный лот составит 100 баррелей в отличие от контрактов других марок нефти, где минимальный лот 1 тыс. баррелей. Сейчас наблюдается важный период возможностей для реконструкции правил международной торговли,

FINANCE in 2014 totaled 310 million tons representing a 9.5-percent increase year-on-year. In the first half of 2015 China’s oil imports topped those of the United States more than twice, but the cost of import of barrel of oil in China is higher than in other countries. Occasionally, Russia also grabs the title of the largest oil supplier to China, overtaking Angola and Saudi Arabia. As Premier investment com- ● According to Anatoly pany analyst Maxim Kostrov Vakulenko, the whole explained to OGE, the issue of high world can’t depend on volatility of oil prices is primarily a whim of the Federal linked to the uncertainty of global Reserve System, which economy dynamics, uncertainty of alternately keeps openforecasting supply due to instabil- ing and shutting off the ity in the Middle East and north- liquidity “faucet”. ern Africa, and is also influenced ● Как утверждает by the possible lifting of sanctions Анатолий Вакуленко, against Iran. Another factor is the весь мир не может uncertainty that set in after the U.S. зависеть от произвола Federal Reserve System toughened ФРС, то открывающей, its credit policy. то закрывающей The switch to pricing in other «краник» ликвидности. currencies aims to avoid U.S. dollar accounting and raise the importance of currencies of developing countries in an effort to reduce dollar-related risks, and also slash demand for dollars in developing countries, says Kostrov. “In order to create uniform perception of oil market dynamics investors will be compelled to tie quotations of ‘black gold’ to a common denominator, to denomination in a single currency, and it’s easy to guess that habitually in most cases it will be the dollar,” explains the expert. “The market players’ use of other currencies as oil price indicators requires a lot of time, good will, and it would be necessary to substantially expand the share of non-dollar contracts.” SPIМEX’s initiative to create and develop the market of urgent ruble contracts tied to Russian brands of Urals and ESPO crude oil does have prospects as contracts of this type will allow to hedge risks not only on oil prices, but on hydrocarbon costs as well factoring in ruble exchange rate risks, adds Kostrov. “The only issue is to what extent are Russian oil companies ready and eager to avoid these risks, but in Russia there are consumers ● “It’s unclear who – of ‘black gold’ who potentially can apart from bucketeers also be interested in SPIМEX’s new – would buy oil futures in rubles,” wonders product,” he says. Finam investment holding Gennady Sukhanov. analyst Anatoly Vakulenko agrees ● «Непонятно, кто with Kostrov and explains that a кроме спекулянтов complete rejection of the existing будет покупать distribution system in the short фьючерсы на поставку term shouldn’t be expected as it’s нефти в рублях», – convenient to both exporters and недоумевает Геннадий importers, and numerous specula- Суханов.

#11-12 November-December 2015

системы ценообразования, и даже мировой финансовой системы, заявлял в СМИ профессор Пекинского торгово-промышленного университета Ху Юйюэ. По его мнению, сегодняшний Китай со вчерашним сравнивать нельзя, так как китайский юань стал пятой в мире расчетной валютой, что дает право рассчитывать на включение в корзину валют специальных прав заимствования (SDR). Китай, согласно утверждению ряда экспертов, уже стал крупнейшим покупателем на мировом рынке нефти. Импорт сырой нефти в Китае в 2014 году составил 310 млн т, на 9,5%, чем годом раньше. В первой половине 2015 года импорт нефти Китая превысил импорт США в два с лишним раза, но себестоимость импорта барреля нефти в Китае выше, чем в других странах. Россия тоже периодически удается получить звание крупнейшего поставщика нефти в Китай, опережая Анголу и Саудовскую Аравию. Проблема высокой волатильности цен на нефть, как объяснил НГЕ аналитик ИК «Премьер» Максим Костров в первую очередь связана с неопределенностью из-за динамики мировой экономики, с неопределенностью прогнозирования объема предложения из-за нестабильности на Ближнем Востоке и на Севере Африки, а также в связи с возможной отменой санкций против Ирана. Еще одним фактором является неопределенность с моментом начала ужесточения Федеральной резервной системой США кредитно-денежной политики. Переход на ценообразование в других валютах преследует цель, как говорит Костров, избежать участия в расчетах доллара и повысить значимости валют развивающихся стран, чтобы и снизить риски, которые несет доллар, а также снизить спрос на доллар внутри развивающихся стран. «Для формирования единого восприятия динамики нефтяного рынка инвесторы будут вынуждены в любом случае приводить котировки „черного золота“ к единому знаменателю, к выражению в единой валюте, нетрудно догадаться, что в большинстве случаев это будет привычный для всех доллар, – объясняет эксперт. – Для того чтобы игроки стали использовать в качестве индикатора цен на нефть другие валюты, необходимо большое количество времени, воли, расширение доли контрактов не в американской валюте до существенного уровня». Перспективу инициативы СПбМТСБ по созданию и развитию рынка срочных рублевых контрактов, привязанных к российским сортам нефти Urals и ВСТО конечно же имеет, поскольку подобные контракты позволят хеджировать риски не только по ценам на нефть, но по стоимости углеводорода с учетом курсовых рисков по рублю, рассказывает Костров. «Вопрос лишь в том, насколько готовы и хотят российские нефтяные компании избегать этих рисков, но в России есть и потребители „черного золота“, которые потенциально также могут оказаться заинтересованы в новом продукте биржи», – говорит он. Аналитик ИХ «Финам» Анатолий Вакуленко соглашает с Костровым и объясняет, что полного отказа от существующей системы сбыта в ближайшей перспективе ожидать не приходится, так как она удобна и экспортерам, и импортерам, и многочисленным спекулянтам, которые на этом рынке оперируют. Речь пока идет, по его словам, о том, что доля продаж, осуществляемых по другим каналам, которая существовала всегда, будет возрастать. Oil&GasEURASIA

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

tors operating in this market. According to Vakulenko, the point is that the share of sales carried out via other existing channels will keep increasing. Market volatility will undoubtedly decrease as arbitration opportunities emerge and even out the swings that are especially linked to fluctuations of U.S. dollar liquidity, tells Vakulenko. “The world can’t depend on а whim of the Federal Reserve System, which alternately keeps opening and shutting off the liquidity ‘faucet’,” Vakulenko says. “After all, exporters have budgets that depend on stable and predictable receipts, and consumers would also benefit from oil prices stabilization.” TKB Investment Partners analytical department director Gennady Sukhanov disagrees with colleagues and thinks that new futures aren’t perspective. “It’s unclear who – apart from speculators – would buy oil futures in rubles. Consumers operate in the dollar zone. It’s also unclear who will sell them in yuans: Russian oil companies will run the risks of the yuan-dollar exchange rate.” Trade in accounting futures for Urals had already been organized earlier in Russia by the RTS exchange even before the establishment of the Moscow Exchange, but these contracts were eventually given up in favor of Brent. Traders are more accustomed to trading Brent with deals struck in rubles, but tied to the dollar exchange rate. RTS also had an experience in trading delivery-based futures (though not oil, but fuel oil futures), but it wasn’t too successful either and was eventually replaced with accounting futures that are being traded at SPIМEX. Later, the issue of delivery-based contracts for fuel was solved on a SPIМEX platform.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ФИНАНСЫ Волатильность на рынке, несомненно, снизится, поскольку возникнут возможности для арбитража, которые будут выравнивать колебания, особенно связанные с колебаниями долларовой ликвидности, рассказывает Вакуленко. «Весь мир не может зависеть от произвола ФРС, то открывающего, то закрывающего „краник“ ликвидности, – говорит эксперт. – В конце концов, у стран экспортеров есть бюджеты, наполнение которых должно быть стабильным и прогнозируемым, да и потребителям тоже стабилизация цен на нефть не помешала бы». Директор аналитического отдела «ТКБ Инвестмент Партнерс» Геннадий Суханов не согласен с коллегами и считает новые фьючерсы бесперспективными: «Непонятно, кто кроме спекулянтов будет покупать фьючерсы на поставку нефти в рублях. Потребители ведь оперируют в долларовой зоне. В юанях же непонятно, кто их будет продавать: российские нефтяные компании будут нести риски по курсу юань-доллар». Торговля расчетными фьючерсами на Urals уже была реализована в России и раньше на бирже РТС еще до создания МосБиржи, но от этих контрактов отказались в пользу более привычного для трейдеров Brent, сделки по которому проходят в рублях, но с привязкой к курсу доллара. Опыт запуска поставочных фьючерсов на РТС тоже был, но не по нефти, а по дизельному топливу, но тоже оказался не слишком удачным, поэтому его заменили на расчетный аналог, который торгуется на бирже «Санкт-Петербург». Позже проблему поставочных контрактов на топливо смогли решить на площадке СПбМТСБ.

MULTIZONE FRACTURING

Using Both Produced and Flowback Water in Fracturing Operations with a Novel Guar-Based System

Эффективность применения пластовой и отработанной воды при выполнении ГРП с использованием новейшей жидкости на основе гуара Branden Ruyle, Weatherford

Бренден Руль, Weatherford

ach multizone fracturing operation requires up to 8 million gallons of water, depending on the number of stages. As these operations become more common, water availability is increasingly a challenge for operators, regulatory bodies, and environmental organizations. Fresh water is a finite resource, and water conservation is a major environmental issue in many areas of the world. If an adequate supply of fresh water is not available, water must be trucked in. Because fracturing sites are often very remote, transportation represents a significant logistical cost. After each job, the operator must safely and compliantly dispose of flowback and/or produced water, thereby incurring additional logistical costs related to the trucking out and treatment of wastewater. These processes are repeated for every well, which compounds the costs. Therefore, if the produced or flowback water could be reused in subsequent wells, operators would realize significant savings. The same water could be used for each well on a pad, which would reduce fresh water usage, overall costs, and environmental effects. Produced water has always been available for use as a fracturing fluid, but has been largely overlooked because of challenges related to logistics, the need for filtration, well

ля каждого многостадийного ГРП в зависимости от количества стадий требуется до 8 млн галлонов воды. Поскольку метод становится все более распространенным, перед добывающими компаниями, контролирующими органами и природоохранными организациями все острее встает вопрос обеспечения водой. Пресная вода является невозобновляемым ресурсом, и ее охрана и рациональное использование – одна из основных экологических задач, решаемых во многих регионах планеты. При отсутствии достаточных запасов пресную воду приходится доставлять в цистернах. Поскольку ГРП зачастую проводится на удаленных объектах, то транспортировка воды часто осложняется логистическими издержками. После каждого ГРП добывающая компания обязана безопасными и соответствующими нормативам методами утилизировать отработанную и пластовую воду, что, в свою очередь, ведет к дополнительным затратам на вывоз и очистку сточных вод. Эти процессы повторяются на каждой скважине, что в разы увеличивает затраты. Поэтому возможность повторного использования отработанной и пластовой воды привела бы к существенной экономии расходов добывающих компаний. В этом случае одну и ту же воду можно было бы использовать на всех скважинах куста, что позволило бы сократить расход

AUTHOR’S BIO / БИОГРАФИЯ АВТОРА Branden Ruyle, global product line champion – Water Technology at Weatherford. Branden has 11 years of experience in the oil and gas industry. Most recently he has been involved in leading the development and technical success of produced water compatible fracturing fluids and bacteria mitigation solutions. He also serves as Weatherford’s technical advisor for water management in developing methods to use recycled water in fracturing applications. Ruyle frequently authors technical publications and presents on topics of water management and advanced fluid technology at industry conferences. He most recently presented “Achieving Greater Operational Savings through Produced Water Reclamation” serving on DUG Permian’s 2015 Technical Panel. Ruyle holds a B.S. degree in engineering and is a member of SPE and Produced Water Society. Бренден Руль – координатор глобального подразделения «Обработка воды и жидкостные технологии» в компании Weatherford. Он работает в нефтегазовой отрасли 11 лет. Последнее время Бренден возглавляет проект по разработке жидкостей ГРП, совместимых с пластовой водой, и решений для борьбы с бактериями. Кроме того, он является техническим консультантом по вопросам рационального использования воды при разработке методов применения отработанной воды для ГРП. Руль – автор многочисленных публикаций и статей, он частый гость и докладчик на отраслевых мероприятиях, посвященных методам рационального управления водными ресурсами и инновационным жидкостным технологиям. Недавно он выступил с докладом «Существенная экономия затрат за счет очистки пластовой воды» на технической сессии конференции DUG Permian Basin 2015. Бренден Руль имеет степень бакалавра по инженернотехнической специальности и является членом Общества инженеров-нефтяников SPE и Сообщества специалистов по пластовой воде.

Oil&GasEURASIA

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП

compatibility, and water quality. With oil and gas commodity pricing at a six-year low, many operators are seeking new solutions to safely lower well costs, especially stimulationrelated costs. This has resulted in renewed efforts to develop an economical method of using produced or flowback water as a fracturing fluid.

пресной воды, снизить общие затраты и пагубное воздействие на окружающую среду. Пластовая вода есть всегда, и ее можно использовать в качестве жидкости ГРП, но в большинстве случаев в таком качестве она не рассматривается из-за сложностей, связанных с логистикой, необходимостью фильтрации, обеспечения совместимости со скважинными флюидами и качеством воды. Учитывая текущую ситуацию и установившийся самый низкий уровень цен на нефть и газ за последние шесть лет, многие добывающие компании ищут новые пути для безопасного снижения расходов на скважины при их освоении. Это привело к возобновлению попыток разработки экономичного метода использования пластовой или отработанной воды в качестве жидкости ГРП.

Water Content Water that is produced by or flows out after a fracturing treatment contains many components that can interfere with the formation of traditional crosslinked fracturing fluids. Suspended solids such as sand and iron oxides contribute to the overall turbidity of the fluid. Bacteria, especially sulfate reducing bacteria (SRB), can promote the production of H2S and the formation of insoluble precipitant scales. Hydrocarbons, dissolved salts, dissolved and volatile organic compounds, radionuclides, heavy metals, and various production chemicals may also be present. These components can have a significant effect on the quality and performance of fracturing fluids (as shown in Table 1), and their presence must be addressed before using flowback or produced water as fracturing fluid.

Состав воды Добываемая или отработанная вода после гидроразрыва содержит множество компонентов, способных нарушить процесс сшивки традиционных жидкостей ГРП. Взвешенные частицы, например, песок и оксиды железа, делают жидкость мутной. Бактерии, особенно сульфатвосстанавливающие (SRB), могут способствовать образованию H2S и отложению нерастворимых осадков. В воде могут также присутствовать углеводороды, растворенные соли, растворенные и летучие органические соединения, радионуклиды, тяжелые металлы и различные используемые в добыче химические реагенты. Эти компоненты могут оказать существенное влияние на качество и эффективность жидкости ГРП (табл. 1), поэтому перед использованием пластовой или отработанной воды в качестве жидкости ГРП их необходимо нейтрализовать.

Historical Perspective With the increase in the drilling and treating of multizone unconventional wells, there is a large amount of produced water available. The industry has therefore had ample opportunity to research the uses of produced water and to make several new observations about its potential as a fracturing fluid. Before produced water can be reused, it generally must be filtered. Filtration can be very costly and, when heavy ions such as boron are present, may require additional steps such as reverse osmosis, mineral removal, and desalination to reduce the content to an acceptable level (Table 2). Traditional crosslinked fluids in produced water, such as borate and guar-based polymers, must be analyzed for stability prior to reuse. This involves subjecting the fluids to a pH reaction to produce tetrahydroxy borate, which forms a viscous fluid that remains stable in downhole conditions. If the boron content in the water is greater than 15 ppm, ● ●

Исторический аспект С ростом объемов бурения и обработки нетрадиционных многозонных скважин образуется большой объем пластовой воды. Благодаря этому также появляются и возможности по изучению способов ее применения и выявления новых аспектов, касающихся перспективности ее использования в качестве жидкости ГРП. Обычно перед повторным использованием пластовую воду необходимо отфильтровать. Фильтрация может оказаться слишком затратной, а при наличии тяжелых металлов,

Table 1. Impact of major components on fracturing fluids. Табл. 1. Влияние основных компонентов на жидкости для ГРП. Component / Компонент High salinity / Высокая минерализация Divalent and multivalent ions (Ca, Mg) / Двухвалентные или многовалентные ионы (Ca, Mg) Boron in water / Бор в воде High iron / Высокое содержание железа Iron / Железо Barium and calcium ion / Ионы бария и кальция High sulfate / Высокое содержание сульфатов Metal ions / Ионы металла

Dissolved oil and organics / Растворенная нефть и органические вещества Suspended solids / Механические примеси Bacteria / Бактерии Radionuclides and heavy metals / Радионуклиды и тяжелые металлы Production chemicals in flowback water / Используемые в добыче химреагенты в отработанной воде Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Impact / Влияние Suppresses hydration of guar-based polymers / Задерживает гидратацию полимеров на основе гуара Interferes with crosslinking / Нарушают сшивание Causes overcrosslinking / Вызывает пересшивку Causes precipitation, plugs the formation / Приводит к выпадению осадка, закупориванию пласта Precipitates HS, plugs the formation with FeS / Осаждает H2S, закупоривает пласт сульфидом железа Forms scale that clogs pipes / Образуют осадок, забивающий трубы Interferes with crosslinking / Нарушает сшивание Catalyzes breakers, causes premature fluid breaking / Катализируют деструкторы, вызывают преждевременное разжижение Quenches radical and produces insufficient break / Гасят радикалы и приводят к недостаточному разрушению Plugs the formation / Закупоривают пласт Sours the well / Вызывают появление сероводорода в скважине Poses a health hazard / Представляют опасность для здоровья Affects the performance of fracturing fluids / Влияют на эффективность жидкости ГРП

#11-12 November-December 2015

MULTIZONE FRACTURING ● ●

Table 2. Typical cost per barrel for different filtration processes. Табл. 2. Стандартная стоимость различных видов фильтрации за баррель. Filtration Type

Тип фильтрации

Average Cost per Barrel

Ср. стоимость барреля

Suspended solid removal (clarification)

Очистка от механических примесей (осветление)

$1.05 to $1.50

$1,05-1,50

Nanofiltration and ultrafiltration of iron, submicrons, sulfates, and hardness

Нанофильтрация и ультрафильтрация для удаления железа, сверхтонких частиц, сульфатов и снижения жесткости

$3.00 to $6.90

$3,00-6,90

Dewatering, reverse osmosis, and evaporation of boron and TDS

Осушение, обратный осмос и испарение бора и общих растворенных твердых веществ

$6.00 to $10.00+

$6,00-10,00

Boron removal and TDS reduction

Удаление бора и снижение общего содержания растворенных твердых веществ

$6.00*

$6,00*

*Based on a cost of more than $600,000 per 100,000 barrels *Исходя из цены, превышающей $600 тыс. за 100 тыс. баррелей

the pH-buffering process may produce excessive amounts of tetrahydroxy borate. This can result in overcrosslinking and precipitants in the formation.

Water Treatment Another approach that service providers have recently explored is on-site or centralized filtration, which is common in other industries such as power generation and agriculture. The disadvantage is that many fracturing chemistries require increased filtration, which adds more solid waste and increases costs. As a result of advances in fluid design—including bipolymer linear and crosslinked fluids and the introduction of powerful friction reducers—researchers have derived an optimal fracturing fluid from produced water. However, when bipolymer crosslinked fluids—which are designed to remain compatible with a high content of total dissolved solids (TDS)—are used to regain permeability, the presence of destructive bacteria and free-iron sulfide in the source water can present a major problem. To counteract the proliferation of bacteria, researchers began exploring chlorine dioxide (ClO2), a powerful bacteria oxidizer that has been used in the U.S. for many years in water-treatment and municipal applications. In 1974, the U.S. Environmental Protection Agency approved the use of ClO2 as a safe but powerful disinfectant. Often, the combination of traditional fluid chemistry and high-TDS produced water creates a matrix of complexities ranging from precipitant formation to increased scale tendencies. Avoiding such complexities requires a lengthy filtration process combined with clarification to remove solids and bacteria from the source water—all of which is costly but necessary to ensure optimal fluid chemistry. Using this method, it takes up to 16 days to treat 200,000 barrels of water (the average amount of water required to stimulate a multizone unconventional well). ClO2 provides a faster means of achieving the same results by eliminating filtration. Additionally, ClO2 provides long-term mitigation of bacteria and a reduction in suspended solids. ClO2 is an oxidizing bactericide that quickly penetrates encapsulated bacteria. By oxidizing the solution at a con-

например, бора, для снижения содержания примесей до приемлемого уровня могут потребоваться даже дополнительные этапы, включая обратный осмос, деминерализацию и опреснение (табл. 2). Перед повторным использованием пластовой воды необходимо выполнить анализ традиционных жидкостей ГРП, например, бората и полимеров на основе гуара, на устойчивость. Такой анализ включает в себя pH-реакцию для получения тетрагидроксибората, образующего вязкую жидкость, сохраняющую свою стабильность во внутрискважинных условиях. Если содержание бора в воде превышает 15 промилле, процесс буферизации может привести к образованию избыточного количества тетрагидроксибората и далее к пересшивке и осаждению в пласте.

Подготовка воды С недавних пор сервисные компании стали применять такой подход, как фильтрация на месте проведения работ, или централизованная фильтрация, что более привычно и традиционно для других отраслей, например, энергетики и сельского хозяйства. Недостаток такого метода состоит в том, что с учетом химического состава многих жидкостей ГРП может понадобиться усиленная фильтрация, которая требует существенно более высоких расходов, и в результате которой образуется гораздо больше твердых отходов. Благодаря усовершенствованию состава жидкостей, итогом которого стали биполимерные линейные жидкости и жидкости, загущенными сшитыми полимерами, а также использованию эффективных понизителей трения из пластовой воды удалось создать оптимальную жидкость ГРП. Однако при использовании для восстановления проницаемости жидкостей, загущенных сшитыми биполимерами, которые обеспечивают совместимость с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ, присутствие в исходной воде вредных бактерий и взвешенных частиц сульфида железа может представлять серьезную проблему. Для сдерживания быстрого размножения бактерий было предложено использовать диоксид хлора (ClO2), сильный окислитель бактерий, который многие годы использовался в США для очистки воды и в коммунальных системах. В 1974 году Управление охраны окружающей среды США разрешило применение ClO2 в качестве безопасного и эффективного дезинфицирующего средства. Часто сочетание химического состава традиционных жидкостей и пластовых вод с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ создает целый ряд сложностей – от выпадения осадка до усиления образования отложений. Для их предотвращения требуется длительный процесс фильтрации в сочетании с очисткой с целью удаления из исходной воды твердых частиц и бактерий – подобные процедуры дорогостоящи, но необходимы для обеспечения оптимального химического состава воды. При использовании такого метода для обработки 200 тыс. баррелей воды (а это средний объем воды, необходимой для проведения ГРП в нетрадиционной скважине с несколькими продуктивными интервалами) требуется до 16 дней. ClO2 позволяет получить те же результаты быстрее благодаря устранению необходимости в фильтрации. Кроме того, диоксид хлора надолго уменьшает количество бактерий и объем взвешенных твердых частиц. ClO2 является окисляющим бактерицидом, быстро проникающим в бактерии в оболочке. За счет контролируемого окисления раствора он обеспечивает выпадение в осадок и удаление сульфида железа, растворимых и взвешенных тверOil&GasEURASIA

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП дых веществ, а также взвешенных и органических веществ путем фильтрации в реальном времени (см. фото). Это значительно снижает стоимость обработки пластовой воды по сравнению с фильтрацией, которая может стоить до $10 за баррель (включая обратный осмос).

●

Жидкость разрыва, загущенная

ClO2 oxidizes the solution, which flocculates impurities for easy removal using a сшитыми биполимерами coarse filter. ● ClO2 окисляет раствор, что приводит к выпадению загрязняющих веществ Состав жидкостей ГРП можно подобрать так, в осадок и позволяет легко удалить их с помощью фильтра грубой очистки. чтобы поддерживать оптимальную эффективtrolled rate, ClO2 enables iron sulfide, soluble and suspended solids, and suspended and organic materials to be flocculated and removed through on-the-fly canister filtration (see photo). This greatly reduces the cost of produced-water treatment when compared with filtration, which can cost as much as $10 per barrel (including reverse osmosis).

Bipolymer Crosslinking System Bipolymer crosslinked fluids can be formulated to maintain optimal performance in high-TDS environments. However, source waters containing destructive bacteria and free-floating iron sulfide still threaten long-term well performance. Thankfully, there are several proven methods for combating the bacteria and solid particles commonly seen in produced water. As outlined above, the greatest completion efficiencies are gained by minimizing the filtration of produced water. Advanced new solutions combine chlorine dioxide and slickwater to enable the use of 100 percent produced water in fracturing applications. Additionally, bipolymer technology can enable crosslinked fluids to remain optimal in high-TDS produced water. Examination of rheological performance data also indicates shear stability in respect to baseline viscosity. Although filtration is not essential to maintain optimal crosslinked fluid, suspended solids should generally be reduced to less than 400 microns. This can be readily achieved using a coarse filter (as shown in photo). Combining bipolymer technology; chlorine dioxide; and real-time, inline, flowthrough-canister filtration enables cost-effective use of produced and flowback water. Advanced fracturing fluid should be maintained at a neutral pH to allow for the presence of interfering ions and thereby reduce scale tendencies. Bipolymer technology neutralizes pH levels, which enables calcium, magnesium, and iron to remain in the solution and mitigate formation damage. More traditional fluids require alkaline pH levels, which cause precipitation and near-wellbore damage.

Conclusion Current commodity pricing has led the industry to focus on creating more economical completion and treatment techniques. The use of produced or flowback water in fracturing operations can make a significant contribution to cost containment. Advancements in fluid technology also play a major role in increasing the efficiency of fracturing operations. The use of bypolymer fluid technology and the acceptance of ClO2 as an effective biocide have led to cost savings per well ranging from $60,000 to $600,000, depending on the ratio of produced to fresh water used. This trend should continue as long as research into the chemicals used in fracturing operations remains a priority. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ность в условиях высокого общего содержания растворенных твердых веществ. Однако на технологические показатели скважины в долгосрочной перспективе может отрицательно повлиять исходная вода, содержащая вредные бактерии и взвешенные частицы сульфида железа. К счастью, существует несколько проверенных методов борьбы с бактериями и твердыми частицами, обычно присутствующими в пластовой воде. Как уже было сказано выше, максимальная эффективность заканчивания достигается при минимизации объемов фильтрации пластовой воды. Современные решения предусматривают использование диоксида хлора и «скользкой» воды (несшитой жидкости ГРП), что обеспечивает применение 100% пластовой воды для гидроразрыва пласта. Кроме того, биполимеры позволяют загущенным жидкостям сохранять оптимальные свойства в пластовой воде с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ. Исследование реологических характеристик также подтверждает прочность на сдвиг относительно базовой вязкости. Несмотря на необязательность фильтрации для сохранения оптимальных свойств загущенной жидкости, необходимо, чтобы размер взвешенных твердых частиц не превышал 400 микрон. Это легко достигается с помощью фильтра грубой очистки (см. фото). Сочетание технологии биполимеров, диоксида хлора и фильтрации в режиме реального времени позволяет экономично использовать пластовую и отработанную воду. В современных жидкостях гидроразрыва пласта необходимо поддерживать нейтральный pH, чтобы в них присутствовали мешающие ионы, что позволяет избежать образования отложений. Биполимеры обеспечивает нейтральные уровни pH, что позволяет сохранять в растворе кальций, магний и железо и уменьшить повреждение пласта. Для более традиционных жидкостей необходим щелочной уровень pH, что приводит к образованию осадка и повреждению призабойной зоны.

Заключение Текущие цены на нефть способствуют разработке более экономичных методов заканчивания и обработки. Использование пластовой и отработанной воды для гидроразрыва пласта может значительно снизить расходы. Новые разработки в сфере жидкостных технологий также крайне важны для повышении эффективности работ по гидроразрыву пласта. Например, применение биполимерных жидкостей и признание ClO2 эффективным бактерицидом позволило снизить расходы на сумму от $60 тыс. до $600 тыс. на скважину, в зависимости от соотношения используемой пластовой и пресной воды. И поскольку исследования по эффективному применения химреагентов для гидроразрыва пласта имеют особый приоритет в текущих условиях, то нам не следует останавливаться на достигнутом.

ENHANCED RECOVERY

Water Management for Enhanced Oil Recovery Projects

Водоиспользование в проектах повышения нефтеотдачи пласта (ПНП) Stephen Whitfield, Oil and Gas Facilities Staff Writer

Стивен Уитфилд, обозреватель Oil and Gas Facilities

This article originally appeared in Oil Gas Facilities magazine, published by the Society of Petroleum Engineers, August 2015.

Статья первоначально опубликована в августе 2015 в журнале Oil Gas Facilities, издаваемом SPE

xtracting maximum value is a tenet of the oil and gas industry. Whether it is a field located deep in the ocean or a rock formation located in the middle of a plain, companies are constantly searching for ways to get as much out of the resources available to them as possible with the tools they have. Enhanced oil recovery (EOR) is a process being used to help maximize value in existing assets. It involves injecting a substance into a formation to increase the recovery of oil from that formation, such as injecting chemicals into a mature offshore reservoir or carbon dioxide into shale. Regardless of the type used, effective water management is critical to the success of EOR as the injection water must be treated and waste water must be handled and disposed, or recycled for further use.

Owned jointly by Petronas and ExxonMobil, the Angsi project is the world’s first full-field, vessel-based chemical EOR project . ● Совместный проект Petronas и ExxonMobil, Ангси, является первым в мире проектом полномасштабного освоения месторождения химическими методами ПНП, реализуемыми с судна.

звлечение максимальной выгоды является основополагающей установкой нефтяной и газовой промышленности. Будь то глубоководное месторождение в океане или горные породы в середине равнины, компании постоянно ищут способы получить как можно больше из имеющихся в их распоряжении ресурсов, насколько это возможно с помощью инструментов, которыми эти компании располагают. Повышение нефтеотдачи пласта (ПНП) является процессом, применяемым для увеличения ценности существующих активов. Он предполагает введение веществ в продуктивный пласт для повышения извлечения из него нефти, такое как введение химических веществ в морской коллектор поздней стадии разработки или введение диоксида углерода в сланцеOil&GasEURASIA

PHOTO / ФОТО: PETRONAS

●

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

This feature examines the challenges in water management that companies face with EOR, as well as the strategies and technologies being developed to help tackle them.

Challenges With Chemical EOR Projects The success of the chemical EOR process depends largely on the quality of the chemical solution injected, particularly if the water will be used for reinjection (Dwyer and Delamaide 2015). Failure to blend the chemicals well enough may cause separation issues, operational issues, and potentially harm a project’s economic viability. Government regulations have limited the use of freshwater sources for these operations, and seawater is available only for offshore projects. So, for onshore EOR projects, produced water is the preferred water source. Patrick Dwyer, a business development manager at IFP Technologies, said operators must adapt their water treatment strategy to the conditions of the field in which they are operating. “Before your project starts, you have to make sure that you have a look at what strategy you’re going to deploy and use those water sources,” Dwyer said. “That, to me, is the bulk of the work. The bulk of the cost is the water treatment plan.” The three chemicals typically used in the chemical EOR process are polymers and water viscosifiers used for mobility control; surfactants, which reduce the interfacial tension between the oil and the water; and alkalis, which reduce the adsorption of the surfactant. These chemicals can be used together or separately (Dwyer and Delamaide 2015). Each chemical can be difficult to handle, but Dwyer said the biggest difficulty an operator faces with chemical

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ вую породу. Независимо от вида применения, эффективное водоиспользование имеет решающее значение для успеха ПНП, поскольку закачиваемая вода должны быть обработана, а сточные воды – подготовлены и утилизированы или переработаны для дальнейшего использования. В этой статье анализируются проблемы водоиспользования, с которыми компании сталкиваются при ПНП, а также стратегии и технологии, разрабатываемые в помощь для их решения.

Проблемы проектов с химическими методами ПНП Успех химического метода ПНП в значительной степени зависит от качества закачиваемого химического раствора, в частности, если для повторной закачки будет использоваться вода (Дуайер и Деламэйд 2015). Невозможность достаточно хорошо смешать химикаты может вызвать проблемы разделения, оперативные проблемы и способно нанести вред экономической жизнеспособности проекта. Государственное регулирование ограничило использование источников пресной воды для этих операций, а морская вода доступна только для шельфовых проектов. Таким образом, для проектов ПНП на суше, предпочтительным источником воды является добываемая вода. Патрик Двайер, менеджер по развитию бизнеса в IFP Technologies отметил, что операторы должны адаптировать свою стратегию обработки воды к полевым условиям, в которых они работают. «Перед началом проекта вы должны убедиться, что у вас есть видение, согласно какой стратегии собираетесь исполь-

YOUR INDUSTRY IS HERE.

Thousands of your customers are here you should be too.

June 7-9, 2016 Stampede Park | Calgary, Alberta, Canada

Exclusive exhibit, sponsorship and advertising opportunities are available. Contact: 403.209.3555 or calgarysales@dmgevents.com

glo oba alpetrroleu ums show w.com m Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ENHANCED RECOVERY EOR is the use of produced water to mix down a polymer. Produced water that contains a polymer is more viscous, which may potentially slow the water treatment process (Thomas, Gaillard, and Favero 2012). Surfactants can cause emulsion problems and issues with separation. Polymers and surfactants are sensitive to salinity and hardness, so any variance in those two variables may negatively impact chemical injection. Polymers may be a source of fouling for heater treaters, which are commonly used for oil/water separation, by precipitating on their components and causing hot spots. This precipitation could also cause the failure of these components, thus increasing operating costs. Dwyer said polymer mixing is highly sensitive to shear and that it is important to ensure the equipment being used at the surface facility is as “friendly to the polymer” as possible. This means using pumps with low shear, like plunger pumps, instead of centrifugal pumps. Produced water from chemical EOR operations often gets recycled for other uses. However, in cases where that water must be disposed, companies face a complex task. Surfactants in particular can have a negative impact on the surrounding environment when disposed, and Dwyer said an increase in the volume of water needed for chemical EOR processes in recent years makes disposal even more difficult. “When we were talking about volumes 10 or 20 years ago, those totals were relatively small [compared] to what they are today, so now people are paying attention to what, exactly, is going down the well because there’s a heck of a lot more that they’re doing. That’s why I think everybody’s paying more attention,” Dwyer said. Lisa Henthorne said a problem facility engineers face in developing produced-water treatments is accounting for the unknown quality of the produced water, and the ways in which it may change over time. Henthorne is senior vice president and chief technology officer at Water Standard, a water treatment specialist company. “Offshore, where the space and weight limits [of surface facilities] are fixed parameters, the potential for emulsions that require rigorous oil/water separation treatment creates a tenuous design challenge,” she said. “These uncertainties, coupled with the environmental concerns of discharging injection polymers, require expert know-how and risk-mitigation measures in order to make these projects viable.”

Environmental Concerns A critical concern with handling produced water in chemical EOR offshore is the potential impact on the marine environment in fields where surface facilities were not initially designed for produced-water chemicals management (Najamudin et al. 2014). Surfactant can be toxic to local wildlife, and the low biodegradation property of polymers makes them a potential hazard. Petronas, the Malaysian national oil company, has been at the forefront of chemical EOR developments. In December, it began production from the first full-field, vessel-based chemical EOR project at Angsi, a mature field off the coast of the Malaysian peninsula it co-owns with ExxonMobil. The field requires 160,000 BWPD for its operations. Before startup, Petronas tested its water management strategy in a field located in the southern part of the Malay Basin. The project contained one central processing platform and four drilling platforms. Waterflooding accounted for 90% of the field’s production mostly because low aquifer support necessitated the use of waterflooding to support production

#11-12 November-December 2015

зовать эти источники воды», – сказал Дуайер. «Это, по моему мнению, основная часть работы. Базовой частью стоимости является план очистки воды», – добавил он. Обычно для химических методов ПНП используют три вида химических веществ: полимеры и загустители водных растворов, используемые для контроля за подвижностью флюидов; поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые уменьшают поверхностное натяжение между нефтью и водой; и щелочи, которые снижают адсорбцию ПАВ. Эти химические вещества могут быть использованы вместе или по отдельности (Дуайер и Деламейд 2015). С каждым химреагентом может быть трудно справиться, но Дуайер отмечает, что самой большая сложностью, с которой сталкивается оператор в химических методах ПНП, является использование пластовой воды для обогащения ее полимером. Пластовая вода, содержащая полимер, является более вязкой, что способно замедлить процесс ее очистки (Томас, Гайлард и Фаверо 2012). ПАВы могут вызвать как проблемы эмульгации, так и проблемы с разделением. Полимеры и ПАВы чувствительны к минерализации и твердости, так что любое отклонение этих двух показателей может отрицательно сказаться на закачке химреагентов. Полимеры могут быть источником загрязнения термосепараторов, которые обычно используются для разделения нефти и воды, из-за осаждения на их компонентах и местного перегрева. Это осаждение также может привести к поломке компонентов, тем самым повышая эксплуатационные расходы. Как отмечает Дуайер, указанная полимерная смесь высокочувствительна к сдвигу, и важно обеспечить «дружественнос ть к полимеру» оборудования, используемого на поверхности объекта, насколько это возможно. Это подразумевает использование насосов с низким сдвигом, таких как плунжерные насосы, вместо центробежных насосов. Добываемая вода после использования в химических методах ПНП часто используется повторно для других целей. Тем не менее, в тех случаях, когда, что речь идет о сбросе воды, компании сталкиваются с сложной задачей. ПАВы, в частности, могут оказывать негативное влияние на окружающую среду при сбросе, и, по словам Дуайера, увеличение объемов воды, необходимых для химических процессов повышения нефтеотдачи, в последние годы усложняет сброс еще больше. «Десять или двадцать лет назад объемы были относительно малы по сравнению с сегодняшними, так что теперь обращают внимание на то, что, собственно, спускается в скважину, потому что делается всего намного больше. Почему, я думаю, и уделяется столько внимания», – сказал Дуайер. По мнению Лизы Хенторн, проблема, с которой сталкиваются объекта инженеры в развитии процессов подготовки пластовой воды, является учет неизвестного качества добываемой воды, и пути его изменения с течением времени. Хенторн является старшим вице-президентом и техническим директором Water Standard, компании по водоподготовке. «Шельф, где ограниченное пространство и вес [оборудования платформы] являются фиксированными параметрами, использование эмульсий, для которых требуется четкое отделение масла от воды, выдвигает некоторые конструктивные требования», – отметила она. «Эти неопределенности, в сочетании с экологическим проблемами сброса закачанных полимеров, требуют экспертных ноу-хау и мер по снижению рисков для того, чтобы проекты были жизнеспособны».

Проблемы окружающей среды Главные опасения при обработке пластовой воды для химических методов ПНП на шельфе вызывает потенциальOil&GasEURASIA

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

Acute Toxicity Rating Scale

Mortality Rate (%)

Коэффициент смертности(%)

Surfactant LC50 /96 hr ƨƙƛ /&50 ǐ 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0.032

ƱǃƹǄƹ ǇǏƾǆǃǁ ǇǊǋǉǇǂ ǁǆǋǇǃǊǁǃƹǏǁǁ Acute Toxicity Rating Scale ƱǃƹǄƹ ǇǏƾǆǃǁ ǇǊǋǉǇǂ ǁǆǋǇǃǊǁǃƹǏǁǁ

LC50=1.23

0.15

0.5

1.15

Surfactant (mg/L) ПАВФ (мг/л)

●

Fig. 1. Petronas’ testing of surfactant toxicity against Malaysian fish showed that surfactant was moderately harmful, according to a rating scale devised by the US Fish and Wildlife Service. ● Рис. 1. Тестирование компанией Petronas токсичности ПАВ на малайзийской рыбе показало незначительную токсичность ПАВ в соответствии с рейтинговой шкалой, разработанной Федеральной службой рыбы и дичи США. and pressure maintenance. Chemical EOR was also used to increase oil recovery. The company tested the toxicity, bioavailability, and biodegradability of its produced water to characterize and predict the potency of the effects of chemical EOR residual substances toward the environment. From there, it would determine the strategies needed to mitigate those effects. At the time of testing, the produced water was being treated offshore for overboard disposal. It contained several residual high-molecular weight components with specific features that made treatment difficult, and its composition was approximately 3-15 percent surfactant and 28-44 percent polymer. An acute toxicity test performed on local fish revealed a 100% survival rate against polymer concentration ranging from 320 mg/L to 500 mg/L, suggesting that the median level of the lethal concentration (LC50) is higher than 500 mg/L. The LC50 value for surfactant was 1.23 mg/L, suggesting that it is a more toxic substance (Fig. 1). At 5 mg/L, the surfactant produced a 100 percent mortality rate within 12 hours. At 300 mg/L, it took only 2 hours to reach a 100 percent mortality rate. In a dilution modeling study, surfactant released into the environment reached concentrations below toxicity levels within 500 meters of the release point. A few chemicals were found beyond the 500 meters mark, but those chemicals were highly degradable and unlikely to have a negative environmental impact (Najamudin et al. 2014). The systems designed for treating produced water from waterflooding did not meet the requirements for treating water breakthrough from chemical EOR flooding. Petronas determined that the installation of new equipment and the implementation of new treating processes would be too expensive, and other applicable commercial technology to treat polymer in produced water offshore is limited, with no case studies or full-field applications. So, it looked for a less difficult method to mitigate the problem. One strategy it examined was the addition of coagulants at the produced-water stream outlet to initiate chemiНефть и ГазЕВРАЗИЯ

Aquatic LC50 PJ / ǅƼ Ǆ

Super Toxic / Сверхтоксично

0.01-0.1

Highly Toxic / Высокотоксично

0.1-1

Moderately Toxic / Среднетоксично

1-10

Slightly Toxic / Слаботоксично

10-100

Practically Nontoxic / Практически не токсично

100-1,000

Relatively Harmless / Относительно безвредно

>1,000

SOURCE: NAJAMUDIN ET AL. 2014 / ИСТОЧНИК: НАДЖАМУДИН И ДР. 2014

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

ное воздействие на морскую среду на месторождениях, где наземные сооружения не были изначально предназначены для химической обработки пластовой воды (Наджамудин и др. 2014). ПАВ может быть токсичным для местных диких животных, а низкая биодеградация полимеров превращает их в потенциальную угрозу. Малазийская национальная нефтяная компания Petronas находится в авангарде разработки химических методов ПНП. В декабре она приступила к добыче в рамках первого проекта комплексного освоении месторождения с судна с применением химических методов ПНП на Ангси, месторождении с падающей добычей у побережья малазийского полуострова совместно с ExxonMobil. Для проведения операций требуется 160 тыс. баррелей воды в сутки. Перед вводом в эксплуатацию Petronas испытал свою стратегию водоиспользования на месторождении, расположенном в южной части малазийского бассейна. В проекте была задействованы одна центральная технологическая платформа и четыре буровые платформы. Почти 90% добычи на месторождении велось, в основном, с заводнением, поскольку этого требовал низкий подпор законтурной зоны, необходимый для поддержания добычи и давления. Для повышения нефтеотдачи также использовались химические методы. Компания протестировала токсичность, биодоступность и способность пластовой воды к биологическому разложению, чтобы характеризовать и прогнозировать потенциальное воздействие остаточных веществ химических методов ПНП на окружающую среду. Это потребовалось для определения стратегии, необходимой для смягчения этих последствий. Во время тестирования добываемая вода проходила обработку вдали от берега для использования на борту. Она содержала несколько остаточных компонентов с высокой молекулярной массой с особенностями, усложняющими обработку, и ее состав был примерно 3 -15% ПАВ и 28 - 44% полимера. Испытания на острую токсичность, проводимые на местной рыбе, показали 100%-ю выживаемость при концентрации полимера в диапазоне от 320 мг/л до 500 мг/л, предполагая, что средний уровень смертельной концентрации (LC50) превышает 500 мг/л. Значение LC50 для поверхностно-активного вещества было 1,23 мг/л, предполагая, что он является более токсичным веществом (рис. 1). При концентрации 5 мг/л ПАВ показывало уровень смертности 100% в течение 12 часов. При концентрации 300 мг/л потребовалось только 2 часа, чтобы смертность составила 100%. В исследовании моделирования разбавления, ПАВ, выделявшееся в окружающую среду, достигло концентраций ниже

ENHANCED RECOVERY cal precipitation of the polymer before discharging the produced water. Further study on the coagulant showed that it had a polymer removal rate as high as 98 percent in produced water. However, this approach was problematic, primarily in that it was too specific of a treatment to cover all possible conditions that can occur in production. The efficiency of the treatment depended too much on uncontrollable factors, such as the polymer’s concentration, its molecular weight, and the volume of produced water. In addition, the method produced a high volume of waste that was difficult to treat and created a significant logistical issue with offshore application. Another strategy considered was the use of polymer separation and degradation methods like chemical precipitation, mechanical precipitation, advanced oxidation, hydraulic shearing, and thermal degradation. At laboratory scale, some of those methods were shown to have a 99.5 percent removal rate.

Membrane De-Aeration Technology Conventional surface water-injection facilities use some form of media filtration and de-aeration to reduce the partial pressure of the oxygen in water. The de-aeration process usually involves vacuum towers and chemical oxygen scavenging with sodium bisulfite, and the water is treated to remove sulfate prior to injection. This helps prevent barium and strontium precipitation in the reservoir and reduces the chances of souring (Henthorne and Wodehouse 2012). But vacuum pumps have high maintenance costs, particularly to ensure that oxygen does not enter the system through a seal or a pipe joint. Henthorne said the space needed for vacuum pumps makes them tough to install. “Because these kits need a considerable amount of space and weight, anywhere else where you can save weight and space in the overall package will be an enabler, like in an ancillary system like the de-aeration unit,” she said. Last year Water Standard partnered with Membrana to develop Liqui-Cel, a compact membrane de-aeration contactor that assists operators in chemical EOR projects where the existing facilities do not have enough space for a vacuum tower. The contactor’s modular design consists of small skids and multiple pressure vessels arranged in parallel to separate

#11-12 November-December 2015

уровня токсичности в 500 м от точки выброса. Несколько химреагентов были найдены за отметкой 500 м, но эти химические вещества были очень легко разлагаемыми и вряд ли могли оказывать отрицательное воздействие на окружающую среду (Наджамудин и др. 2014). Системы, созданные для обработки пластовой воды от заводнения, не отвечали требованиям по обработке прорывов воды при заводнениии с химическими методами ПНП. В Petronas определили, что установка нового оборудования и внедрение новых процессов очистки были бы слишком дорогими, а применение других коммерческих технологий для обработки полимера в пластовой воде на шельфе ограничено, при этом отсутствуют исследования конкретных случаев и примеры полномасштабного применения. Таким образом, потребовалось искать менее сложный способ, чтобы уменьшить проблему. Одной из исследуемых стратегий было добавление коагулянтов на выходе потока пластовой воды для того, чтобы инициировать химическое осаждение полимера перед сбросом пластовой воды. Дальнейшее исследование на коагулянте показали, что он обеспечивал скорость удаления полимера в добываемой воде до 98%. Тем не менее, этот подход оказался проблематичным, в первую очередь, в силу слишком большой специфики обработки, чтобы это подходило для всех условий, которые могут возникнуть при добыче. Эффективность обработки в значительной степени зависит от неконтролируемых факторов, таких как концентрация полимера, его молекулярная масса и объем добываемой воды. Кроме того, при этом способе создавался слишком большой объем отходов, которые было трудно обрабатыва ть и значительные логистические сложности применения в условиях шельфа. Другой рассматриваемой стратегией явилось использование таких методов разделения и разложения полимеров, как химическое осаждение, механическое осаждение, передовые окисления, гидравлическая резка и термическая деструкция. В лабораторном масштабе некоторые из этих методов продемонстрировали степень удаления 99,5%.

Мембранная технология деаэрации

В стандартном наземном оборудовании для закачки воды используется некоторый вид фильтрующей среды и деаэрация для снижения парциального SOURCE: HENTHORNE ET AL. 2015 / ИСТОЧНИК: ХЕНТОРН И ДР. 2015 Air/strip gas Воздух/ давления кислорода в воде. Процесс очищенный Hollow ﬁber газ Distribution деаэрации обычно включает вакуумCollection membrane Baﬄe tube tube Барьер ные колонны и химическую очистРаспределительный Мембрана из Housing Cartridge полых волокон проницаемости Пробиркатрубопровод Обвязка резервуар ку кислорода бисульфитом натрия, Картридж а вода обрабатывается для удаления сульфата перед закачкой. Это помогает предотвратить осаждение бария и стронция в коллекторе и уменьшает шансы окисления (Хенторн и Liquid outlet Liquid inlet Жидкость Водехаус 2012). Но затраты на техна выходе Жидкость ническое обслуживание вакуумных на входе Membrane Well Liquid/Gas contact area at the pore Мембранный колодец Жидкость/Область газового контакта через поры насосов высоки, в частности, чтобы Vacuum/ обеспечить отсутствие поступления blower/ strip gas Vaccum phase: gases are carried away from inside the Hollow Fiber кислорода в систему через уплотнеВакуумная фаза: газы удаляются из полого волокна Вакуумный ние или патрубок. компрессор/ очищенный газ Хенторн отметила, что проLiquid on outside of fiber / Жидкость снаружи волокна странство, необходимое для вакуумных насосов, усложняет их установ● Fig. 2. Cutaway view and microscopic image of a membrane de-aeration contactor tested by ку. «Поскольку для этих комплектов Water Standard. ● Рис. 2. Изображение в разрезе и микроскопическое изображение мембраны контактора требуется значительный объем пространства и вес, возможность сэкодеаэрации, испытанной Water Standard.

Oil&GasEURASIA

â&#x201E;&#x2013;11-12 Đ?ĐžŃ?ĐąŃ&#x20AC;Ń&#x152;-Đ&#x201D;ĐľĐşĐ°ĐąŃ&#x20AC;Ń&#x152; 2015

Đ&#x;Đ&#x17E;Đ&#x2019;ĐŤĐ¨Đ&#x2022;Đ?Đ&#x2DC;Đ&#x2022; Đ?Đ&#x2022;Đ¤Đ˘Đ&#x2022;Đ&#x17E;Đ˘Đ&#x201D;Đ?Đ§Đ&#x2DC;

Flow Rate (BWPD) ĐĄĐşĐžŃ&#x20AC;ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; ĐżĐžŃ&#x201A;ĐžĐşĐ° (ĐąĐ°Ń&#x20AC;Ń&#x20AC;ĐľĐťĐľĐš Đ˛ĐžĐ´Ń&#x2039; Đ˛ Ń Ń&#x192;Ń&#x201A;ĐşĐ¸)

30,000

125,000

250,000

Technology Đ˘ĐľŃ&#x2026;Đ˝ĐžĐťĐžĐłĐ¸Ń?

Membrane deaeration Đ&#x153;ĐľĐźĐąŃ&#x20AC;Đ°Đ˝Đ˝Đ°Ń? Đ´ĐľĐ°Ń?Ń&#x20AC;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Ń?

Vacuum Tower Đ&#x2019;Đ°ĐşŃ&#x192;Ń&#x192;ĐźĐ˝Đ°Ń? ĐşĐžĐťĐžĐ˝Đ˝Đ°

Membrane deaeration Đ&#x153;ĐľĐźĐąŃ&#x20AC;Đ°Đ˝Đ˝Đ°Ń? Đ´ĐľĐ°Ń?Ń&#x20AC;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Ń?

Vacuum Tower Đ&#x2019;Đ°ĐşŃ&#x192;Ń&#x192;ĐźĐ˝Đ°Ń? ĐşĐžĐťĐžĐ˝Đ˝Đ°

Membrane deaeration Đ&#x153;ĐľĐźĐąŃ&#x20AC;Đ°Đ˝Đ˝Đ°Ń? Đ´ĐľĐ°Ń?Ń&#x20AC;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Ń?

Vacuum Tower Đ&#x2019;Đ°ĐşŃ&#x192;Ń&#x192;ĐźĐ˝Đ°Ń? ĐşĐžĐťĐžĐ˝Đ˝Đ°

Dry Weight (tons) ĐĄŃ&#x192;Ń&#x2026;ĐžĐš Đ˛ĐľŃ (Ń&#x201A;)

23.5

61.8

41.4

121.0

63.0

197.3

Operating weight (tons) ĐĐşŃ ĐżĐťŃ&#x192;Đ°Ń&#x201A;Đ°Ń&#x2020;Đ¸ĐžĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Đš Đ˛ĐľŃ (Ń&#x201A;)

33.0

80.9

56.4

164.7

79.8

269.9

Overall size (m3) Đ&#x201C;Đ°ĐąĐ°Ń&#x20AC;Đ¸Ń&#x201A;Đ˝Ń&#x2039;Đš Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐźĐľŃ&#x20AC; (Đź3)

380.3

543.5

445.7

1,160.3

595.1

1,579.5

SOURCE: HENTHORNE ET AL. 2015 / Đ&#x2DC;ĐĄĐ˘Đ&#x17E;Đ§Đ?Đ&#x2DC;Đ&#x161;: ĐĽĐ&#x2022;Đ?Đ˘Đ&#x17E;Đ Đ? Đ&#x2DC; Đ&#x201D;Đ . 2015

â&#x2014;? â&#x2014;?

Table 1. Đ˘Đ°ĐąĐť. 1.

Comparison of membrane de-aeration contactor and vacuum tower sizes and weights at various flow rates. ĐĄŃ&#x20AC;Đ°Đ˛Đ˝ĐľĐ˝Đ¸Đľ ĐźĐľĐźĐąŃ&#x20AC;Đ°Đ˝Đ˝ĐžĐłĐž ĐşĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ°ĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ° Đ´ĐľĐ°Ń?Ń&#x20AC;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Đ¸ Đ˛Đ°ĐşŃ&#x192;Ń&#x192;ĐźĐ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐşĐžĐťĐžĐ˝Đ˝ ĐżĐž Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐźĐľŃ&#x20AC;Ń&#x192; Đ¸ Đ˛ĐľŃ Ń&#x192; ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń ĐşĐžŃ&#x20AC;ĐžŃ Ń&#x201A;Ń?Ń&#x2026; ĐżĐžŃ&#x201A;ĐžĐşĐ°.

dissolved oxygen from water. It has thousands of microporous polypropylene hollow fibers knitted into an array and wound around a center tube (Fig. 2), and because its hollow fiber membrane is hydrophobic, seawater does not penetrate into the membrane pores. The transfer between the seawater and the nitrogen sweep gas phase is governed by the partial pressure difference of oxygen between the two phases. The degassing surface area per unit volume is greater than that of a vacuum tower, and this difference allows for a smaller-sized system (Henthorne et al. 2015). Water Standard tested the commercial viability of this technology for offshore oil and gas applications, conducting an evaluation of the size, weight, capital cost, and operating cost for membrane de-aeration against conventional

Đ˝ĐžĐźĐ¸Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ˛ĐľŃ Đ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝Ń Ń&#x201A;Đ˛Đž ĐłĐ´Đľ-ĐťĐ¸ĐąĐž Đ˛ ĐžĐąŃ&#x2030;ĐľĐź ĐżĐ°ĐşĐľŃ&#x201A;Đľ ĐąŃ&#x192;Đ´ĐľŃ&#x201A; ĐąĐžĐťŃ&#x152;Ń&#x2C6;Đ¸Đź ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ¸ĐźŃ&#x192;Ń&#x2030;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ˛ĐžĐź, Đ¸ Đ˛Đž Đ˛Ń ĐżĐžĐźĐžĐłĐ°Ń&#x201A;ĐľĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐš Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźĐľ, Đ¸ Đ˛ ĐąĐťĐžĐşĐľ Đ´ĐľĐ°Ń?Ń&#x20AC;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸Âť, â&#x20AC;&#x201C; Ń ĐşĐ°ĐˇĐ°ĐťĐ° ĐžĐ˝Đ°. Đ&#x2019; ĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x2C6;ĐťĐžĐź ĐłĐžĐ´Ń&#x192; Water Standard Đ˛ ĐżĐ°Ń&#x20AC;Ń&#x201A;Đ˝ĐľŃ&#x20AC;Ń Ń&#x201A;Đ˛Đľ Ń Membrana Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;Đ°Đť Liqui-Cel, ĐşĐžĐźĐżĐ°ĐşŃ&#x201A;Đ˝Ń&#x2039;Đš ĐźĐľĐźĐąŃ&#x20AC;Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Đš ĐşĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ°ĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC; Đ´ĐľĐ°Ń?Ń&#x20AC;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Đ˛ ĐżĐžĐźĐžŃ&#x2030;Ń&#x152; ĐžĐżĐľŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ°Đź ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐľĐşŃ&#x201A;ĐžĐ˛ Ń&#x2026;Đ¸ĐźĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Ń&#x2026; ĐźĐľŃ&#x201A;ĐžĐ´ĐžĐ˛ Đ&#x;Đ?Đ&#x; Đ˛, ĐłĐ´Đľ Đ˝Đ° Ń Ń&#x192;Ń&#x2030;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ˛Ń&#x192;Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Ń&#x2026; ĐžĐąŃ&#x160;ĐľĐşŃ&#x201A;Đ°Ń&#x2026; Đ˝Đľ ĐąŃ&#x2039;ĐťĐž Đ´ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Ń&#x201A;ĐžŃ&#x2021;Đ˝Đž ĐźĐľŃ Ń&#x201A;Đ° Đ´ĐťŃ? Đ˛Đ°ĐşŃ&#x192;Ń&#x192;ĐźĐ˝ĐžĐš ĐşĐžĐťĐžĐ˝Đ˝Ń&#x2039;. Đ&#x153;ĐžĐ´Ń&#x192;ĐťŃ&#x152;Đ˝Đ°Ń? ĐşĐžĐ˝Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐşŃ&#x2020;Đ¸Ń? ĐşĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ°ĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ° Ń ĐžŃ Ń&#x201A;ĐžĐ¸Ń&#x201A; Đ¸Đˇ Đ˝ĐľĐąĐžĐťŃ&#x152;Ń&#x2C6;Đ¸Ń&#x2026; Ń Đ°ĐťĐ°ĐˇĐžĐş Đ¸ Đ˝ĐľŃ ĐşĐžĐťŃ&#x152;ĐşĐ¸Ń&#x2026; Ń ĐžŃ Ń&#x192;Đ´ĐžĐ˛ ĐżĐžĐ´ Đ´Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸ĐľĐź, Ń&#x20AC;Đ°Ń ĐżĐžĐťĐžĐśĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐ°Ń&#x20AC;Đ°ĐťĐťĐľĐťŃ&#x152;Đ˝Đž Đ´ĐťŃ? ĐžŃ&#x201A;Đ´ĐľĐťĐľĐ˝Đ¸Ń? Ń&#x20AC;Đ°Ń Ń&#x201A;Đ˛ĐžŃ&#x20AC;ĐľĐ˝Đ˝ĐžĐłĐž ĐşĐ¸Ń ĐťĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´Đ° Đ¸ Đ˛ĐžĐ´Ń&#x2039;. Đ&#x17E;Đ˝ Đ¸ĐźĐľĐľŃ&#x201A; Ń&#x201A;Ń&#x2039;Ń Ń?Ń&#x2021;Đ¸ ĐźĐ¸ĐşŃ&#x20AC;ĐžĐżĐžŃ&#x20AC;Đ¸Ń Ń&#x201A;Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐžĐťĐ¸ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐżĐ¸ĐťĐľĐ˝ĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐžĐťŃ&#x2039;Ń&#x2026; Đ˛ĐžĐťĐžĐşĐžĐ˝, ĐžŃ ĐżĐťĐľŃ&#x201A;ĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ˛ĐžĐşŃ&#x20AC;Ń&#x192;Đł Ń&#x2020;ĐľĐ˝Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°ĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐš Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐąĐşĐ¸ (Ń&#x20AC;Đ¸Ń . 2), Đ¸ ĐżĐžŃ ĐşĐžĐťŃ&#x152;ĐşŃ&#x192; ĐľĐłĐž ĐźĐľĐźĐąŃ&#x20AC;Đ°Đ˝Đ° Đ¸Đˇ ĐżĐžĐťŃ&#x2039;Ń&#x2026; Đ˛ĐžĐťĐžĐşĐžĐ˝ ĐłĐ¸Đ´Ń&#x20AC;ĐžŃ&#x201E;ĐžĐąĐ˝Đ°, ĐźĐžŃ&#x20AC;Ń ĐşĐ°Ń? Đ˛ĐžĐ´Đ° Đ˝Đľ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ˝Đ¸ĐşĐ°ĐľŃ&#x201A; Đ˛ ĐżĐžŃ&#x20AC;Ń&#x2039; ĐźĐľĐźĐąŃ&#x20AC;Đ°Đ˝Ń&#x2039;.

September 6 - 9, 2016 Calgary, Alberta | Stampede Park

THE ULTIMATE HEAVY OIL GATHERING Call for Papers now open. Share your expertise on the international stage when WKH ZRUOGÂˇV ODUJHVW JDWKHULQJ RI KHDY\ RLO SURIHVVLRQDOV UHXQLWHV LQ &DQDGD IRU WKH th Congress.

No event gets you better connected with the heavy oil community. Organized by:

Submit your abstract today at

worldheavyoilcongress.com Đ?ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ¸ Đ&#x201C;Đ°ĐˇĐ&#x2022;Đ&#x2019;Đ Đ?Đ&#x2014;Đ&#x2DC;ĐŻ

#11-12 November-December 2015

200 TDS =20 ppt, d=30 miles TDS =100 ppt, d=30 miles TDS =20 ppt, d=5 miles TDS =100 ppt, d=5 miles

180 Water Cost (USD/kgal) Стоимость воды $/кгал

160 140 120 100 80 60 40 20 0 0

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000 Produced Water Flow Rate (kgal/D) Скорость потока пластовой воды (килогаллон/д)

SOURCE: KNUTSON ET AL. 2012 / ИСТОЧНИК: НУТСОН И ДР. 2012

ENHANCED RECOVERY

TDS - Total Dissolved Solids / Общее количество органических и неорганических соединений, содержащихся в воде или сточных водах Ppt – частиц на триллион

●

Fig. 3. Total water costs (treatment and transportation) for two distances and raw water total dissolved solids (TDS) values in the Illinois Basin. ● Рис. 3. Общие затраты на воду (обработку и транспортировку) для двух расстояний и общего содержания твердых веществ, растворенных в необработанной воде бассейна Иллинойс. vacuum tower de-aeration at a seawater intake facility near the coast of northeast Florida. The tests used gas-permeable membrane contactors that separated dissolved oxygen from water. Two other membrane contactors provided redundancy in case of fouling. The first phase of field testing examined the performance of the membrane contactors in pure water service. Water Standard ran 15 unique experiments at a length of at least 10 hours per experiment. It compared the dependent variables for each experiment with the membrane manufacturer’s expected results as generated from simulation software. At 1 micron pre-filtration, there was no relative loss in the expected percentage of oxygen removal performance, nor was there an increase in membrane differential pressure. However, there was a point of diminishing returns when the nitrogen sweep gas flow rate was greater than 1.3 normal m³/h. Higher flow rates saw only slight improvements in the oxygen removal performance. This meant that it was possible to reduce nitrogen consumption to 0.43 normal m³/h per contactor with only a slight decrease in oxygen removal performance if the nitrogen supply is scarce (Henthorne et al. 2015). The development of the membrane de-aeration technology’s scope required certain assumptions. The high-pressure injection booster pumps were eliminated from the system because a dry air supply was presumed to be available on any existing facility. In addition, the research team acknowledged that the membrane de-aeration system did not require an oxygen scavenger chemical. However, Henthorne said it was still included in the system’s economic and weight assessments of the contactor as a conservative approach. “Because the technology is new to the oil and gas industry, some operators may require a backup, or safeguard, system to ensure the oxygen risks are mitigated sufficiently until this technology is well-proven offshore,” Henthorne said. Water Standard’s performance tests compared multidisciplinary engineering and design for each technology at

Равновесие между морской водой и фазой продувочного азота регулируется разностью парциального давления кислорода между двумя фазами. Площадь поверхности дегазации на единицу объема больше, чем для вакуумной колонны, и эта разница обеспечивает меньшей размер системы (Хенторн и др. 2015). Water Standard протестировала коммерческую жизнеспособность этой технологии для применения в условиях добычи нефти и газа на шельфе, проведя оценку размера, веса, капитальных и эксплуатационных затрат для мембранной деаэрации в сравнении с обычной де-аэрацией с вакуумной колонной на приеме морской воды шельфового объекта недалеко от побережья к северо-востоку Флориды. При испытаниях использовались контакторы с газопроницаемой мембраной, которые выделяли растворенный кислорода из воды. Два других мембранных контактора были запасными на случай загрязнения. На первом этапе полевых испытаний исследовали производительность мембранных контакторов в условиях чистой воды. Water Standard провел 15 уникальных экспериментов продолжительностью не менее 10 ч на эксперимент. Это позволило сравнить зависимые переменные для каждого эксперимента с ожидаемыми результатами производителя мембран, полученными в результате моделирования. В условиях предварительной фильтрации 1 мкм не было относительных потерь в ожидаемом процентном содержании удаляемого кислорода, и не было увеличение перепада давления мембраны. Тем не менее, был момент убывающего эффекта, когда скорость потока продувочного азота было больше, чем 1,3 нормальных м³/ч. Более высокие скорости потока показывали только незначительные улучшения процесса удаления кислорода. Это означало, что можно было сократить потребление азота до 0,43 нормальных м³/ч на контактор при незначительном снижении производительности удаления кислорода, если подача азота мала (Хенторн и др. 2015). Расширение возможностей технологии мембранной деаэрации потребовало определенных допущений. Из системы были исключены подпорные насосы со впрыском высокого давления, поскольку предполагалось, что сухая подача воздуха будет доступна на любом существующем оборудовании. Кроме того, исследовательская группа признала, что мембранной системе деаэрации не требуется химический поглотитель кислорода. Тем не менее, как отметила Хенторн, он по-прежнему включался в систему экономических и весовых оценок контактора в рамках консервативного подхода. «Поскольку технология является новой для нефтяной и газовой промышленности, некоторым операторам может потребоваться резервное копирование или сохранение системы для обеспечения достаточного снижения кислородых рисков, пока эта технология не зарекомендует себя на шельфе», – отметила Хенторн. В эксплуатационных испытаниях Water Standard сравнивались междисциплинарный инжиниринг и конструкции для каждой технологии при определенных скоростях закачки, с представлением подробных 3D моделей, выборок материалов и отчетов по весу для каждой конструкции. Результаты показали, что мембранные технологии деаэрации имели заметное воздействие: сухой и рабочий вес технологического оборудования был на 60-70% легче и его размер был на 30-60% меньше (табл. 1) в сравнении с вакуумными колоннами. Испытания давали представление о чувствительности мембран различных уровней к взвешенным твердым частицам и органическим загрязнителям в поступающей воде, искомая Oil&GasEURASIA

№11-12 Ноябрь-Декабрь 2015

specific injection flow rates, producing detailed 3D models, material takeoffs, and weight reports for each design. The results showed that the membrane de-aeration technology had a noticeable impact: Its dry and operating weight was 60-70 percent lighter and its size was 30-60 percent lower (Table 1) than vacuum towers. The tests accounted for the sensitivity of the membranes to varying levels of suspended solids and organic foulants in the feedwater, an unknown quantity long associated with the application of membrane contactors in offshore waterinjection installations. “Membranes will always behave as a common filter if given the chance,” Henthorne said. “That is, they are like a sheet of plastic that is permeable to certain dissolved species—like water or oxygen—but will prevent larger things like particles of suspended matter from passing through. If you have any particles in the water, the membrane will unwittingly filter those out too, thereby plugging the surface area that is needed to remove the species you want to remove.” The membranes’ performance and fouling variables were closely monitored at different levels of filtration. The independent variables monitored were inlet oxygen concentration, inlet seawater temperature, and the level of filtration between 1 micron and 20 micron, while the dependent variables monitored were outlet dissolved oxygen concentration and membrane differential pressure. Running the cartridge with a 20-micron filter, the contactor’s oxygen removal performance decreased from 7 parts per billion to 30 parts per billion during the 250-hour running time. After that, the contactor was shut down. Condensation also built up on the fibers of the contactors and remained for 24 hours during the testing period, resulting in a short-term increase in outlet dissolved oxygen concentration by 10 parts

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ величина долгое время ассоциировалась с применением мембранных контакторов в установках закачки воды на шельфе. «Мембраны всегда будет вести себя как общий фильтр, когда есть такая возможность» , – отметила Хенторн. «То есть, они подобны листу пластика, проницаемого для определенного вида растворенных веществ , таких как вода или кислород, но не пропускающего более крупные вещи, такие как частицы взвеси. Если в воде есть какие-либо частицы, мембрана будет невольно фильтровать их тоже, подключая площадь поверхности, необходимую для удаления частиц». Работа и показатели загрязнения мембран тщательно контролировались при разных уровнях фильтрации. Независимыми контролируемыми показателями были концентрация кислорода на входе, температура морской воды на входе, уровень фильтрации между 1 мкм и 20 мкм, в то время как контролируемыми зависимыми переменными были концентрация растворенного кислорода на выходе и перепад давления мембраны. С запуском картриджа с 20-микронным фильтром, производительность удаления кислорода контактора снизилась с 7 частей на млрд до 30 частей на млрд в течение 250 часов времени работы. После этого контактор был выключен. Также на волокнах контакторов накапливался конденсат и оставался там в течение 24 ч периода испытаний, в результате чего на выходе кратковременно на 10 частей на млрд увеличивалась концентрация растворенного кислорода. Конденсат снимался краткой продувкой азота. Испытания показали, что при 20-микронном фильтре контакторы подвержены ухудшению эксплуатационных характеристик в зависимости от качества морской воды, подаваемой в систему. Для данного испытания, наличие железа в поступающей воде считалось наиболее вероятной причиной засорения. Очистка щелочью и и кислотными химреагентами

#11-12 November-December 2015

ENHANCED RECOVERY per billion. A brief purge with nitrogen sweep gas removed this condensation. The tests showed that, with the 20-micron filter, the contactors were subject to performance losses depending on the quality of the seawater fed into the system. For this particular test, iron in the feedwater was considered the most likely cause of fouling. Caustic and acid chemical cleaning restored the contactor’s performance and reversed the fouling.

CO2 EOR in Shale Plays With local and state governments limiting the use of freshwater sources for hydraulic fracturing operations, companies must find new ways to extract resources from shale formations. Waterflooding is ineffective in unconventional fields, but gas flooding with carbon dioxide (CO₂) has become an increasingly popular method of extending the life of shale plays. CO₂ EOR is a process in which CO₂ mixes with tight oil to lighten its volume, detaching the oil from the rock surface and allowing it to flow more easily. The volume of produced water derived from this operation can be significant, and the industry is trying to determine if this water can be a valuable resource in future fracturing projects. In 2012, a team from the University of Illinois at UrbanaChampaign released a report examining the potential for reusing produced water from oil recovery operations in the Illinois Basin. According to the report, Illinois’ waterflood EOR operations produced 138 million bbl of produced water from 2001 to 2006, with an average water/oil ratio of 41.2. In 2008, the 43 counties that produced oil in Illinois also produced an estimated 346 million bbl of water. Approximately 256 million bbl/yr of water is disposed into something other than oil-producing formations (Knutson et al. 2012). The research team considered slow and fast water production rates from CO₂ EOR to estimate future volumes of produced water. For the slow rate, EOR was presumed to continue at a constant rate until 10 percent of the original oil in place was obtained, after which the water flow rate would be calculated by dividing the total volume of water available by the duration of oil production. Based on the 2008 production rate, this slower water production rate was estimated at 32 million bbl/yr. For the fast rate, oil production was presumed to continue at a constant rate until all available water was extracted—this was estimated at 238 million bbl/yr. The transportation of produced water can be a significant complication with fracturing operations. Fig. 3 shows the overall costs for the treatment and transport of water with total dissolved solids values ranging from 20 g/L to 100 g/L and pipeline distances ranging from 5 miles to 30 miles. At smaller flow rates, the water costs increase significantly.

восстанавливала эксплуатационные характеристики контактора и снимала загрязнения.

ПНП с применением СО2 на сланцевых месторождениях Поскольку муниципальные власти и правительство ограничивают использование источников пресной воды для операций гидравлического разрыва пласта, компании должны найти новые способы извлечения ресурсов из сланцевых пластов. Применение заводнения неэффективно на месторождениях нетрадиционных источников углеводородов, но закачка в пласт диоксида углерода (CO₂) становится все более популярным способом продленить жизнь сланцевым месторождениям. ПНП с применением СО₂ представляет собой процесс, в котором СО₂ смешивается с нефтью низкопроницаемых коллекторов, чтобы уменьшить ее плотность, отсоединить от поверхности породы и облегчить ее течение. Объем пластовой воды, полученной при этой операции, может быть значительным, и в отрасли пытаются определить, может ли эта вода быть ценным ресурсом в будущих проектах гидроразрыва пласта. В 2012 году группа из Университета штата Иллинойс в Урбана-Шампейн выпустила доклад, в котором рассматривались возможности повторного использования пластовой воды, получаемой от операций по добыче нефти в бассейна штата Иллинойс. Согласно докладу, в результате операций ПНП заводнением в Иллинойсе с 2001 по 2006 год получено 138 млн баррелей пластовой воды, со средним отношением вода/масло 41,2. В 2008 году в 43 округах, где добывается нефть в Иллинойсе было извлечено 346 млн баррелей воды. Примерно 256 млн баррелей воды в год размещено в чем-то отличном от нефтеносных пластов (Натсон и др. 2012). Исследовательская группа рассмотрела медленные и быстрые темпы извлечения воды при ПНП с СО₂ для оценки будущих объемов добываемой воды. При медленных темпах, предполагалось продолжить ПНП с постоянной скоростью до тех пор, пока не будет получено 10% от исходной нефти, после чего расход воды будет рассчитываться путем деления общего объема доступной воды на продолжительность добычи нефти. На основании темпов добычи 2008 года, эти более медленнее темпы добычи воды оценивались в 32 млн барр/год. При высоких темпах, добычу нефти предполагалось продолжить с постоянной скоростью до тех пор пока не будет извлечена вся доступная вода – оценка на уровне 238 млн барр/год. При ГРП транспортировка добываемой воды может быть существенное усложнена. На рис. 3 показаны общие затраты на обработку и транспортировку воды с общими значениями содержания растворенных веществ от 20 г/л до 100 г/л и расстояниями трубопровода в диапазоне от 5 миль до 30 миль. При меньших скоростях потока, затраты на воду значительно возрастают.

For Further Reading

Дополнительная литература

OTC 24804 Chemical EOR Produced Water Management at Malay Basin Field by K. E. Najamudin, N.H. Halim, and I.K. Salleh et al., Petronas. SPE 154281 The Science of Membrane Technology to Further Enhance Oil Recovery by L. Henthorne and J. Wodehouse, Water Standard. SPE 174532 Offshore IOR/EOR Implementation Through Weight and Footprint Reduction by L. Henthorne, S. Van Pelt, and H. Johnson, Water Standard. SPE 174537 Produced Water Treatment—Preparing for EOR Projects by P. Dwyer and E. Delamaide, IFP Technologies. Knutson, C., Dastgheib, S. A., and Yang, Y. et al. 2012. Reuse of Produced Water from CO2 Enhanced Oil Recovery, Coal-Bed Methane, and Mine Pool Water by Coal-Based Power Plants. Final report, Contract No. DE-NT0005343, US DOE, Washington, DC (July 2012). Thomas, A., Gaillard, N., and Favero, C. 2012. Some Key Features to Consider When Studying Acrylamide-Based Polymers for Chemical Enhanced Oil Recovery. Oil & Gas Science and Technology 67 (6): 887–902.

Oil&GasEURASIA

SPECI O F F E RA L

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

REACH OUT TO THE BIGGEST B-2-B AUDIENCE IN RUSSIA’S PETROLEUM INDUSTRY! ● Trying to break into a new market? ● Want to expand your current pool of clients? ● Have a tool, technology or product that could be a hot sell in a vibrant market? ● Struggling to make an impact with a tight advertising budget? If any of the above, call our advertising managers NOW to book space in the next issue of Oil & Gas Eurasia. We offer the best rates for placement of corporate advertorials. Turnkey editorial services provided to tailor your needs. Our advertisers have a proven track record of generating new business through OGE.

Your new client may be just one phone call away.

Dial +7 499 678 2553 for details.

СПЕЦИАЛ Ь ПРЕДЛОЖ НОЕ ЕНИЕ

РЕКЛАМА В ЖУРНАЛЕ «НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ» ЭТО КРАТЧАЙШИЙ ПУТЬ К САМОЙ КРУПНОЙ B-2-B АУДИТОРИИ В РОССИЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ! ● Пытаетесь выйти на новый рынок? ● Хотите расширить клиентскую базу? ● У вас есть технология/продукт, который может стать хитом продаж на динамично развивающемся рынке? ● Ограниченный рекламный бюджет мешает вам громко заявить о себе? Если на любой из вышеперечисленных вопросов вы ответили утвердительно, вам необходимо СРОЧНО связаться с нашими менеджерами по рекламе и забронировать площадь в следующем номере НГЕ. Мы предлагаем вам лучшие цены для размещения рекламных статей, а наш редакционный коллектив – профессиональную поддержку в создании материала. В том, что НГЕ – генератор нового бизнеса уже убедились десятки наших рекламодателей.

Убедитесь и вы!

Более подробную информацию вы можете получить по телефону: 8 (499) 678 2553

PUMPING EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

ITT Сhooses Localization Strategy ITT выбирает стратегию локализации Article supplied by ITT Industries Rus LLC

mid complicated political situation and imposed sanctions, ITT Industrial Process, a division of international corporation ITT, one of the world leaders in pumping equipment production so far from folding operation in the Russian Federation, actively implements here localization and manufacturing operations development strategy. Currently ITT Corporation continues to expand its presence in the market of the Russian Federation and the Customs Union countries on the basis of its local subsidiary ITT Industries Rus LLC. The company has at its disposal all the knowledge and technical capabilities in the field of repair and service of pumping equipment of all manufacturers, from simple pumps repair in the field or in the service centers to hightech modernization. Currently, 50 employees work at ITT Industries Rus LLC, all of them are Russian engineers and ● ITT ProShop repair center in Nakhodka. senior managers.

есмотря на сложную политическую ситуацию и введенные санкции, компания ITT Industrial Process – один из мировых лидеров в производстве технологического насосного оборудования, подразделение международной корпорации ITT – не только не свернула свою деятельность в Российской Федерации, а, напротив, активно воплощает здесь в жизнь стратегию по локализации и развитию производственных операций. В настоящее время корпорация ITT продолжает расширять свое присутствие на рынке Российской Федерации и стран Таможенного Союза на базе своего локального подразделения ООО «Ай-Ти-Ти Индастриз Рус». Данная компания располагает всеми знаниями и техническими возможностями в области ремонта и сервисной поддержки насосного оборудования любого производителя, начиная от простых ремонтов насосов в поле или в сервисных центрах и заканчивая ● Сервисный центр ITT ProShop в г. Находка. высокотехнологичной модернизацией. В настоящее время в ООО «Ай-Ти-Ти Индастриз Рус» работает 50 сотрудников, все они – российские инженеры и управленцы.

The first step in implementing localization and production facilities development strategy has become repair and production plant launch in Nakhodka in spring of 2015. The place has been chosen taking into account the economic opportunities of the Far Eastern Federal District, existing and future systems of oil and gas production and transportation. The production with a high degree of localization (60 percent in equipment manufacturing and 90 percent in repair and modernization) is a subsidiary of the Russian company ITT Industries Rus LLC, and is equipped with the advanced equipment and uses the best corporate and global technology, manufacturing practices and quality control system, proven in the global market. ITT Industries ● Workshop general view. Rus LLC manufacturing ● Общий вид цеха.

Статья предоставлена ООО «Ай-Ти-Ти Индастриз Рус»

Первым шагом в реализации стратегии по локализации и развитию производственных мощностей стал запуск в эксплуатацию ремонтно-производственного цеха в г. Находка весной 2015 года. Место выбрано с учетом широких экономических возможностей Дальневосточного федерального округа, существующих и будущих комплексов добычи и транспортировки нефти и газа. Данное производство с высокой степенью локализации (60% в изготовлении оборудования и 90% в капитальном ремонте и модернизации) является филиалом российской компании ООО «Ай-ТиТи Индастриз Рус», оснащено самым современным оборудованием и использует лучшие корпоративные и мировые технологии, производственные практики и систему контроля качества, проверенные на глобальном Oil&GasEURASIA

НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ personnel has been trained at foreign enterprises of the corporation. One of the first projects implemented by ITT Industries Rus LLC in Nakhodka was packaging and delivery of Goulds Pumps, centrifugal pumps with a double shaft seal, for the needs of big Russian petrochemical company. Thus, the company completed the first phase of strategic development on business and operations localization in Russia. It ● Boring machine. should be noted that all the ● Расточной станок. existing ITT Industries Rus LLC business structure was built in less than two years starting from the date of company registration. At the moment this facility works in technological and industrial cooperation with the flagship plant of the ITT Goulds Pumps Korea corporation in the Republic of Korea, as well as with ITT plants in India, Brazil, Mexico, China, but in the future the company plans to increase production localization share in Russia to 90 percent.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

рынке. Производственный персонал ООО «Ай-Ти-Ти Индастриз Рус» прошел обучение и подготовку на зарубежных предприятиях корпорации. Одним из первых проектов, реализованных ООО «Ай-Ти-Ти Индастриз Рус» в Находке, стало крупноузловое агрегатирование и поставка для нужд крупной российской нефтехимической компании нефтяных центробежных насосных агрегатов Goulds Pumps с двойным уплотнением вала. Таким образом, компания выполнила первый этап стратегического развития по локализации бизнеса и операционной деятельности в РФ. Нужно отметить, что вся существующая бизнес-структура ООО «Ай-Ти-Ти Индастриз Рус» была построена менее чем за два года с момента регистрации компании. Пока данное производство работает в технологической и производственной кооперации с флагманским заводом корпорации ITT Goulds Pumps Korea в Республике Южная Корея, а также с заводами Корпорации ITT в Индии, Бразилии, Мексике, КНР, но в перспективе компания планирует довести локализацию производства в России до 90%.

Today the company gets ● Packaging. about 60 percent of the ● Агрегатная сборка. surplus value created in Russia in the final pumping unit from the repair and production center in Nakhodka. In addition, in cooperation with Russian companies ITT Industries Rus LLC is capable in the territory of the Russian Federation to produce spare parts, to carry out repair and modernization of pumping equipment of any manufacturer, any type and class in compliance with the requirements of API standard for the oil and natural gas industry as well as ISO, ANSI and CU TR standards for other sectors without contacting the original manufacturer, and without the risk of imposed sanctions restrictions.

На сегодняшний день с ремонтно-производственного центра в Находке компания получает около 60% прибавочной стоимости, созданной на территории РФ в готовом насосном агрегате. Дополнительно к этому, в кооперации с российскими предприятиями ООО «Ай-Ти-Ти Индастриз Рус» способно на территории РФ изготовить запасные части, выполнить ремонт и модернизацию насосного оборудования любого иного изготовителя, любого типа и класса, соответствующего требованиям как стандарта API для нефтегазовой промышленности, так и стандартов ISO, ANSI и ТР ТС для иных отраслей без обращения к оригинальному изготовителю и без риска санкционных ограничений.

In the long-term presence in the Russian market the company is considering the possibility of choosing the production site with production localization and receiving up to 90 percent of the surplus value created in the territory of the Russian Federation as part of the finished product. This phase will be implemented through long-term cooperation with a Russian partner and investor with joint venture registration for investment project operation.

В долгосрочной перспективе присутствия на рынке РФ компания рассматривает возможности по выбору производственной площадки с локализацией производства и получением до 90% прибавочной стоимости, созданной на территории РФ в составе готового изделия. Данный этап планируется реализовать посредством долговременного сотрудничества с российским партнером и инвестором в форме регистрации совместного предприятия, оператора инвестиционного проекта.

ITT Industries Rus, ITT Corporation Russia, Moscow, 125167, Leningradsky prospekt, 37A, bld. 14 tel: +7 495 223 06 50 fax: +7 495 223 06 51 info.rus@itt.com Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ООО «Ай-Ти-Ти Индастриз Рус», корпорация ITT Россия, Москва, 125167, Ленинградский проспект, 37A, стр. 14 тел.: +7 495 223 06 50 | факс: +7 495 223 06 51 info.rus@itt.com

ADVERTORIAL SECTION

PIPE DIAGNOSTICS

Mobile pig launchers-receivers from “NT” LLC – optimal, simple, progressive decision Мобильные камеры от АО «НТ»: оптимально, просто, прогрессивно Rafis Mukhametshin, general director, New Technologies JSC Artem Andreyev, deputy head of pigging and chemical treatment department, New Technologies JSC

“N

ew Technologies” JSC Company has been working in construction works and services market of oil and gas industry for many years. The geography of the company’s work performance is vast and extends from the far North to the southern areas of the Russian Federation, and also includes the CIS countries. Constant expansion of the scope of services, as well as rigorous compliance with the customers’ requirements led the company to the need of new technologies and equipment development for work performance. ● Rafis Mukhametshin Currently, a large number of ● Рафис Мухаметшин innovations are introduced. In particular mobile advanced pig launchers-receivers are developed, put into pilot operation and patented. Today we are faced with a situation when safe lifetime extension is needed for many pipelines, which requires the implementation of

Рафис Мухаметшин, генеральный директор, АО «Новые технологии» Артем Андреев, зам. начальника отдела ВТД и химочистки, АО «Новые технологии»

О «Новые технологии» – компания, на протяжении многих лет работающая на рынке строительных работ и услуг для нефтегазовой отрасли. География проведения работ компании обширна: простирается от крайнего Севера до южных территорий Российской Федерации, а также включает страны СНГ. Постоянное расширение сферы услуг, а также неукоснительное следование требованиям заказчиков привели компанию к необходимости развития и разработки новых технологий и оборудования для проведения работ. В настоящее время внедрено большое количество инноваций. В частности, разработаны, введены в опытную эксплуатацию и запатентованы мобильные модернизированные камеры приема пуска средств очистки и диагностики. На сегодняшний день мы сталкиваемся с ситуацией, когда требуется продление безопасного срока эксплуатации многих трубопроводов, для чего необходимо проведение комплексной диагностики. Этот вид диагностики требует больших капиталовложений и рассчитан на длительный период времени, так как необходимо проведение целого комплекса работ, и каждый из видов работ на всех этапах сопряжен с большой степенью риска. Внутритрубная диагностика признана безальтернативным методом диагностики для проведения экспертизы промышленной безопасности. В то же время, многие трубопроводы, построенные в советское время, не были оборудованы камерами пуска/приема, и, как правило, такие трубопроводы и нуждаются в диагностике. Камеры, которые используются сейчас на трубопроводах, имеют ряд технических недостатков: ● большие габариты; ● сложность транспортировки; ● используются для одного диаметра трубопровода.

●

Мобильные модернизированные камеры приема пуска средств очистки и диагностики. ● Mobile advanced pig launchers-receivers. 46

При реализации проектов основная цель нашей компании — максимально, качественно и в срок удовлетворить потребности заказчиков. Для многих заказчиков важны нестандартные решения по реаOil&GasEURASIA

ДИАГНОСТИКА ТРУБОПРОВОДОВ integrated diagnostics. This type of diagnostics requires large capital investment and is designed for a long period of time, as it is necessary to perform the whole complex of works and every typee of work at all stages is attended by high risk. Pigging is recognized as a non-competitive diagnostic techchnique for industrial safety expert review. At the same time, many pipelines built in Soviet times were not ot equipped with pig launchers-receivers, and, as a rule, these pipeelines require diagnostics. Pig launchers-receivers that are now being used on pipelines,, have a number of engineering deficiencies: ● Large dimensions; ● The complexity of transportation; ● Use for one pipeline diameter. The main objective of our company during projects implementation is to satisfy the customers’ requirements as much as possible, with high quality and in time. For many customers nonstandard solutions for projects implementation are important, and our organization, working on a variety of pipeline peline diameters and years of construction, has accumulated rich theoretical and practical experience to develop new methods and technologies, based on the characteristics and requirements of the customer. Mobile pig launchers and receivers are used for cleaning and diagnostics of main and field pipelines not equipped with stationary pig launchers and receivers. This equipment ensures pipeline diagnostics in hard-to-reach and heavily populated areas where permanent sites setup is impossible. The advantages of mobile pig launchers/receivers are: ● Easy transportation: Due to modularity (division into head and tail parts that are easily joined together), pig launcher/receiver does not require long boards. Their transportation can be conducted with the use of more compact and passable on-board technique; ● Diameters versatility: Due to removable head of pig launcher/receiver the company can easily provide the required diameter for works performance, it’s just enough to provide completing with pig launchers/receivers heads of required diameter. ● Moveable support assemblies for pig launchers-receivers: Due to variable support of pig launchers/receivers, it is possible without difficulty to expose pig launchers/receivers as required, and further adjust their position during operation. ● Compact size: There is no need in large workspace at permanent sites setup for the installation of pig launchers/receivers. No need in large area for temporary storage. Pilot project implementation on pig launchers-receivers development and use has been supported by our strategic partner, NefteGaz LLC. According to pilot operation results for designed pig launchers/ receivers we can confidently say that the company targets to reduce operation time and to decrease the cost of pig launchers/receivers delivery and installation have been achieved. A patent and authorization documents have been received for this development. The developers are not satisfied with what has already been achieved. There is a lot of exciting developments that will help not only us but also our customers to find interesting solutions to everyday problems during both planned and unplanned work on main pipelines diagnostics and cleaning. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

лизации проектов, а наша организация, работая на трубопроводах самых разных диаметров и лет р постройки, накопила богап тый ты теоретический и практический опыт, позволяюти щий щи разрабатывать новые методы и технологии, исхоме дя из и особенностей проекта и требований заказчика. тре Мобильные камеры примеМ няются няют для очистки и диагностики стик магистральных и промысловых нефтепроводов, мысл не оборудованных стационароб ными узлами пуска и приема средств средст очистки и диагностики. Данное Данно оборудование обеспечивает возможность диагностики трубопровода, как в труднодотруб ступных, так и в густонаселенных районах, где невозможна организация постоянных площадок. Преимуществами мобильных камер являются: ● Легкость транспортировки: Благодаря модульности (деление на головную и хвостовую части, которые легко стыкуются друг с другом), камеры уже не требуют таких длинных бортов. Их транспортировка может осуществляться более компактной и проходимой бортовой техникой. ● Универсальность по диаметрам: Благодаря сменной головной части камер компания без труда обеспечивает нужный диаметр для проведения работ, достаточно просто осуществить комплектацию головными частями камер нужного диаметра. ● Подвижные ложементы для КПП СОД: Благодаря регулируемым опорам под камеры, можно без сложностей выставить камеры так, как требуется, и далее корректировать их положение во время работ. ● Простое освобождение от АСПО и механических примесей: В случае если камеры приема полностью забиты АСПО и механическими примесями, достаточно отсоединить хвостовую часть и произвести очистку секций отдельно. ● Компактные размеры: Не требуется большого рабочего пространства при организации временной площадки для установки камер. Нет необходимости в большой площади при временном хранении. Реализация пилотного проекта по разработке и внедрению КПП СОД осуществлялась при поддержке нашего стратегического партнера, ООО «НефтеГаз». По результатам опытной эксплуатации разработанных камер можно с уверенностью отметить, что поставленные компанией цели по снижению времени проведения работ, сокращению затрат на доставку и монтаж камер достигнуты. На данную разработку был получен патент и разрешительные документы. Разработчики не собираются останавливаться на достигнутом. Впереди много интересных разработок, которые помогут не только нам, но и нашим заказчикам в нахождении интересных решений повседневных задач при проведении как плановых, так и внеплановых работ по диагностике и очистке магистральных трубопроводов.

AUTOMATION

ADVERTORIAL SECTION

MES Solution for LUKOIL’s Iraqi Project MES-решение для иракского проекта «ЛУКОЙЛа»

Rustam Kamalov, head of Industrial Automation and Telecommunications Dept., ITPS Group Vitaly Ponomarev, deputy head of Industrial Automation and Telecommunications Dept., ITPS Group Alexei Solomin, IT analyst for Industrial Systems of Business Applications Dept., IT directorate, LUKOIL Overseas Рустам Камалов, руководитель Департамента промышленной автоматизации и телекоммуникаций, группа компаний ITPS Виталий Пономарев, заместитель руководителя Департамента промышленной автоматизации и телекоммуникаций, группа компаний ITPS Алексей Соломин, ИТ-аналитик по производственным системам отдела бизнес-приложений, Управление ИТ, компания «ЛУКОЙЛ Оверсиз»

he last two decades of oil and gas industry development have been marked by a qualitative increase in automation and information level of technology and industrial processes. Today, all-encompassing coverage of measurement, production data collection, transmission and processing technology has in fact become standard for all new oil and gas deposits being developed. Simultaneous convergence of manufacturing and corporate management systems and their integration created the basis for introduction of smart field management tools, and set the scene for transformation of the operators’ business processes and organizational structure. A perfect example of such an approach is West Qurna-2 field in Iraq, developed by LUKOIL Mid-East Ltd. Field

оследние два десятилетия в развитии нефтегазовой отрасли были ознаменованы качественным повышением уровня автоматизации и информатизации технологических и производственных процессов. Сегодня всеобъемлющий охват технологиями измерения, сбора, передачи и обработки производственных данных, по сути, является стандартом де-факто для всех новых осваиваемых месторождений нефти и газа. Одновременное сближение производственных и корпоративных систем управления и их интеграция сформировали предпосылки для внедрения интеллектуальных инструментов управления эксплуатацией месторождений, а также трансформации бизнес-процессов и организационной структуры операционных компаний. Яркий пример такого подхода – освоение месторождения Западная Курна-2 в Ираке, разработку которого ведет компания «ЛУКОЙЛ Мид-Ист Лтд.». Ввод месторождения в эксплуатацию был реализован в рекордные сроки, что обусловило особые требования ко всем проектным дисциплинам, включая информационные технологии и построение MES-системы (Manufacturing Execution System) как интеллектуальной базы для управления сложным производственным комплексом. В марте 2014 года ЛУКОЙЛ начал промышленную добычу нефти на месторождении Западная Курна-2, одном из крупнейших в мире, с извлекаемыми запасами нефти в 12,9 млрд баррелей (1,8 млрд т). В рамках реализации следующих этапов проекта планируется как комплексное расширение существующих, так и строительство новых производственных и инфраструктурных объектов. Месторождение Западная Курна-2 было открыто советскими геологами еще в 1973 году, но до 1997-го фактически не разрабатывалось. Когда в 2009 году участники нынешнего проекта приступили к его реализации, руководство компании «ЛУКОЙЛ Оверсиз» (оператор зарубеж-

Oil&GasEURASIA

АВТОМАТИЗАЦИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

commissioning was implemented in record time, which determined the special requirements for all design disciplines, including information technology and the building of MES systems (Manufacturing Execution System) as an intellectual framework for complicated industrial complex management. In March 2014, LUKOIL launched commercial oil production at West Qurna-2, one of the largest fields in the world with recoverable oil reserves of 12.9 billion barrels (1.8 billion tons). The project’s next phase envisages comprehensive expansion of existing and construction of new production facilities and infrastructure. The West Qurna-2 field was discovered by Soviet geologists in 1973, but has not been actually developed until 1997. When in 2009 the project participants began to implement it, LUKOIL Overseas (the operator of LUKOIL's upstream projects abroad), which includes LUKOIL Mid-East Ltd., clearly understood that to improve production efficiency, as well as to manage production and development it is necessary to perform operational supervision, medium and long-term planning. And above all, information is required. Moreover, it was necessary to continuously collect and analyze production data from the very beginning of field development and production. One of the main features of this project is that in order to improve the quality and reduce the design period the development of information environment of top-tier automation in the field was carried out within the EPC project framework. As early as field design and construction stage the company set up a new business unit that would manage field operation in the future. Alongside staff recruitment key business processes in the operating company were being developed, including 14- and 90-day planning and other important production maintenance business processes. Essentially, formalization and standardization of business processes was taking place, as well as the development of business integration scenarios, which identified key requirements for future IT systems. The integrated MES solution has become the basis of industrial processes automation system deployed in the field. On the basis of the world’s leading vendors’ software solutions for technological information collection, storage and processing in real time, for accounting and allocation of hydrocarbons, lab work, imaging technology information have been developed. The entire software products line is the best practice of Shell, BP, ExxonMobil – global leaders in oil production. It is important to note that the manufacturing systems complex MES solution was designed and implemented in integration with other corporate systems: SAP ERP with a maintenance and repair module (SAP PM),

ных апстрим-проектов ЛУКОЙЛа), в состав которой входит «ЛУКОЙЛ Мид-Ист Лтд.», четко понимало, что для повышения эффективности производства, а также для управления добычей и разработкой в целом, необходимо осуществлять оперативный контроль, среднесрочное и долгосрочное планирование. И прежде всего для этого необходима информация. Причем непрерывный сбор и анализ производственных данных требовалось осуществлять с самых первых шагов разработки и эксплуатации месторождения. Одной из основных особенностей данного проекта являлось то, что для повышения качества и сокращения сроков проектирования развитие информационной среды автоматизации верхнего уровня на месторождении выполнялось в рамках EPC-проекта. Дело в том, что уже на этапе проектирования и строительства месторождения в компании активно шло формирование подразделения, которое должно было в будущем взять на себя управление эксплуатацией промысла. Одновременно с набором персонала разрабатывались ключевые бизнес-процессы компании-оператора, в том числе планирование на горизонтах 14 и 90 дней и другие не менее важные бизнес-процессы обеспечения добычи. По сути, происходила формализация и унификация бизнес-процессов, а также разработка бизнес-сценариев по интеграции, которые и определили ключевые требования к будущим ИТ-системам. Основой системы автоматизации производственных процессов, развернутой на месторождении, стало комплексное MES-решение. На базе программного обеспечения ведущих мировых вендоров были разработаны решения для сбора, хранения и обработки технологической информации в режиме реального времени, для учета и распределения углеводородов, работы лаборатории, визуализации технологической информации. Вся линейка программных продуктов является лучшими практиками компаний Shell, BP, ExxonMobil – лидеров мировой нефтедобычи. Важно отметить, что комплекс производственных систем MESрешение проектировался и внедрялся c интеграцией с другими корпоративными системами: SAP ERP с модулем ТОиР (SAP PM), системой интегрированного моделирования (IAM – Integrated Asset Modelling). Внедрением всего набора программных инструментов занималась группа компаний ITPS (ООО «Парма-Телеком») совместно с компанией Emerson. Помимо «раннего старта», еще одной особенностью MES-проекта на Западной Курне-2 стали полномасштабные стендовые испытания системы. В рамках проведения FAT (Factory Acceptance Test) на соседних серверных стойках были развернуты два стенда для MES- и DCS-систем, и после интеграции двух систем был проведен ряд запланированных испытаний. Обычно подобные технические вопросы начинают решаться лишь

Alexei Solomin, IT analyst for Industrial Systems of Business Applications Dept., IT administration, LUKOIL Overseas

Алексей Соломин, ИТ-аналитик по производственным системам отдела бизнес-приложений компании «ЛУКОЙЛ Оверсиз»

“MES is the company’s main industrial system. In the West Qurna-2 project implementation all the characteristic features of business processes conducted by the field operator, LUKOIL Mid-East Ltd. Company, have been taken into account as well as LUKOIL’s reporting requirements and stipulations of Iraq’s regulatory and legislative rules. The approach behind the implemented solutions is aligned with the “smart (digital) field” concept – the most advanced oil and gas industry trend – and will contribute to collaboration of specialists in various technical disciplines, providing a global, fast and secure access to information in terms of data volume growth along with field development.”

«MES – это основная производственная система компании. При реализации проекта на Западной Курне-2 были учтены все особенности бизнес-процессов компании «ЛУКОЙЛ Мид-Ист Лтд.» как оператора месторождения, требования к отчетности, выдвигавшиеся со стороны ПАО «ЛУКОЙЛ», а также положения нормативных и законодательных актов, действующих на территории Ирака. Подход, заложенный в основу реализованного решения, соответствует идеологии «интеллектуального (цифрового) месторождения» – наиболее прогрессивного сегодня направления развития нефтегазовой отрасли – и будет способствовать организации совместной работы специалистов различных технических дисциплин, обеспечивать глобальный, быстрый и защищенный доступ к информации в условиях роста объема данных по мере развития месторождения».

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

AUTOMATION

ADVERTORIAL SECTION

and IAM â&#x20AC;&#x201C; Integrated Asset Modelling. The entire set of software tools was implemented by ITPS Group (Parma-Telecom LLC) jointly with Emerson. In addition to the â&#x20AC;&#x153;early launchâ&#x20AC;? a full-scale bench system testing has become another feature of the MES project at West Qurna-2. As part of the Factory Acceptance Test (FAT) two stands for MES- and DCS-systems were deployed on neighboring server racks, and a series of planned tests was performed after the two systemsâ&#x20AC;&#x2122; integration. Typically, these technical issues are solved no earlier than the pilot operation stage, which means that time â&#x20AC;&#x201C; a very valuable project resource â&#x20AC;&#x201C; is spent inefficiently. Carrying out the complex systems testing during installation helped slash implementation time and focus on solving and adapting business issues. Today, thanks to such careful tuning of this integrated solution almost all technical staff operating the field (more than 200 engineers, geologists, process engineers, mechanics, operators and others) not only obtain all necessary production data online, but immediately analyze them with the help of customized applications for visualization, simulation, identifying trends and anomalies, as well as making forecasts. Field Distributed Control System (DCS) generates more than 20,000 management and working processes monitoring signals in real time that enable generation of operation reports, and immediately alert staff about â&#x2014;? â&#x2014;?

Ć˛ĆˇĆźĆŻĆĆşĆŞÇ&#x20AC;Ć˛Ç&#x2030; ĆťĆ˛ĆťĆźĆŻĆś 6<67(0 Î&#x2013;17(*5$7Î&#x2013;21

Fig. 1. Integrated solutions for West Qurna-2 field automation. Đ Đ¸Ń . 1. Đ&#x161;ĐžĐźĐżĐťĐľĐşŃ Ń&#x20AC;ĐľŃ&#x2C6;ĐľĐ˝Đ¸Đš Đ´ĐťŃ? Đ°Đ˛Ń&#x201A;ĐžĐźĐ°Ń&#x201A;Đ¸ĐˇĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ&#x2014;Đ°ĐżĐ°Đ´Đ˝Đ°Ń? Đ&#x161;Ń&#x192;Ń&#x20AC;Đ˝Đ°-2.

Đ˝Đ° Ń?Ń&#x201A;Đ°ĐżĐľ ĐžĐżŃ&#x2039;Ń&#x201A;Đ˝Đž-ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐźŃ&#x2039;Ń&#x2C6;ĐťĐľĐ˝Đ˝ĐžĐš Ń?ĐşŃ ĐżĐťŃ&#x192;Đ°Ń&#x201A;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸, Đ° ĐˇĐ˝Đ°Ń&#x2021;Đ¸Ń&#x201A;, Đ˛Ń&#x20AC;ĐľĐźŃ? â&#x20AC;&#x201C; ĐžŃ&#x2021;ĐľĐ˝Ń&#x152; Ń&#x2020;ĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Đš ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐľĐşŃ&#x201A;Đ˝Ń&#x2039;Đš Ń&#x20AC;ĐľŃ Ń&#x192;Ń&#x20AC;Ń â&#x20AC;&#x201C; Ń&#x20AC;Đ°Ń Ń&#x2026;ĐžĐ´Ń&#x192;ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? Đ˝ĐľŃ?Ń&#x201E;Ń&#x201E;ĐľĐşŃ&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝Đž. Đ&#x;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛ĐľĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đľ ĐśĐľ ĐşĐžĐźĐżĐťĐľĐşŃ Đ˝ĐžĐłĐž Ń&#x201A;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń? Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐź Đ˝Đ° Ń?Ń&#x201A;Đ°ĐżĐľ Ń&#x192;Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˝ĐžĐ˛ĐşĐ¸ ĐżĐžĐˇĐ˛ĐžĐťĐ¸ĐťĐž Ń ĐžĐşŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;Đ¸Ń&#x201A;Ń&#x152; Ń Ń&#x20AC;ĐžĐş Đ¸Ń&#x2026; Đ˛Đ˝ĐľĐ´Ń&#x20AC;ĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ¸ Ń Ń&#x201E;ĐžĐşŃ&#x192;Ń Đ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Ń&#x201A;Ń&#x152;Ń Ń? Đ˝Đ° Ń&#x20AC;ĐľŃ&#x2C6;ĐľĐ˝Đ¸Đ¸ Đ¸ Đ°Đ´Đ°ĐżŃ&#x201A;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ ĐąĐ¸ĐˇĐ˝ĐľŃ -ĐˇĐ°Đ´Đ°Ń&#x2021;. Đ&#x2018;ĐťĐ°ĐłĐžĐ´Đ°Ń&#x20AC;Ń? Ń&#x201A;Đ°ĐşĐžĐš Ń&#x201A;Ń&#x2030;Đ°Ń&#x201A;ĐľĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐš Đ˝Đ°Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐšĐşĐľ ĐşĐžĐźĐżĐťĐľĐşŃ Đ˝ĐžĐłĐž Ń&#x20AC;ĐľŃ&#x2C6;ĐľĐ˝Đ¸Ń? Ń ĐľĐłĐžĐ´Đ˝Ń? ĐżŃ&#x20AC;Đ°ĐşŃ&#x201A;Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸ Đ˛ĐľŃ Ń&#x152; Ń&#x201A;ĐľŃ&#x2026;Đ˝Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Đš ĐżĐľŃ&#x20AC;Ń ĐžĐ˝Đ°Đť, Ń?ĐşŃ ĐżĐťŃ&#x192;Đ°Ń&#x201A;Đ¸Ń&#x20AC;Ń&#x192;Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Đš ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đľ (Đ° Ń?Ń&#x201A;Đž ĐąĐžĐťĐľĐľ 200 Đ¸Đ˝ĐśĐľĐ˝ĐľŃ&#x20AC;ĐžĐ˛, ĐłĐľĐžĐťĐžĐłĐžĐ˛, Ń&#x201A;ĐľŃ&#x2026;Đ˝ĐžĐťĐžĐłĐžĐ˛, ĐźĐľŃ&#x2026;Đ°Đ˝Đ¸ĐşĐžĐ˛, ĐžĐżĐľŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ˛ Đ¸ Đ´Ń&#x20AC;.), Đ˝Đľ Ń&#x201A;ĐžĐťŃ&#x152;ĐşĐž ĐżĐžĐťŃ&#x192;Ń&#x2021;Đ°ĐľŃ&#x201A; Đ˛Ń Đľ Đ˝ĐľĐžĐąŃ&#x2026;ĐžĐ´Đ¸ĐźŃ&#x2039;Đľ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ¸ĐˇĐ˛ĐžĐ´Ń Ń&#x201A;Đ˛ĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Đľ Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Đľ Đ˛ ĐžĐ˝ĐťĐ°ĐšĐ˝-Ń&#x20AC;ĐľĐśĐ¸ĐźĐľ, Đ˝Đž Đ¸ Ń Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x192; ĐśĐľ Đ°Đ˝Đ°ĐťĐ¸ĐˇĐ¸Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐľŃ&#x201A; Đ¸Ń&#x2026; Ń ĐżĐžĐźĐžŃ&#x2030;Ń&#x152;Ń&#x17D; Ń ĐżĐľŃ&#x2020;Đ¸Đ°ĐťĐ¸ĐˇĐ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ĐťĐžĐśĐľĐ˝Đ¸Đš Đ´ĐťŃ? Đ˛Đ¸ĐˇŃ&#x192;Đ°ĐťĐ¸ĐˇĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸, ĐźĐžĐ´ĐľĐťĐ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń?, Đ˛Ń&#x2039;Ń?Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Ń? Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐľĐ˝Đ´ĐžĐ˛ Đ¸ ĐžŃ&#x201A;ĐşĐťĐžĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Đš, Đ° Ń&#x201A;Đ°ĐşĐśĐľ ĐżĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐłĐ˝ĐžĐˇĐžĐ˛. Đ Đ°Ń ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´ĐľĐťĐľĐ˝Đ˝Đ°Ń? Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźĐ° Ń&#x192;ĐżŃ&#x20AC;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Ń? (Distributed Control System â&#x20AC;&#x201C; DCS) ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐłĐľĐ˝ĐľŃ&#x20AC;Đ¸Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐľŃ&#x201A; ĐąĐžĐťĐľĐľ 20 Ń&#x201A;Ń&#x2039;Ń . Ń Đ¸ĐłĐ˝Đ°ĐťĐžĐ˛ Ń&#x192;ĐżŃ&#x20AC;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ¸ Đ˝Đ°ĐąĐťŃ&#x17D;Đ´ĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐˇĐ° Ń&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x2021;Đ¸ĐźĐ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x2020;ĐľŃ Ń Đ°ĐźĐ¸ Đ˛ Ń&#x20AC;ĐľĐśĐ¸ĐźĐľ Ń&#x20AC;ĐľĐ°ĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐłĐž Đ˛Ń&#x20AC;ĐľĐźĐľĐ˝Đ¸, ĐşĐžŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Đľ ĐżĐžĐˇĐ˛ĐžĐťŃ?Ń&#x17D;Ń&#x201A; Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Ń&#x201A;Ń&#x152; ĐžĐżĐľŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝Ń&#x192;Ń&#x17D; ĐžŃ&#x201A;Ń&#x2021;ĐľŃ&#x201A;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ¸ Đ˝ĐľĐźĐľĐ´ĐťĐľĐ˝Đ˝Đž ĐžĐżĐžĐ˛ĐľŃ&#x2030;Đ°Ń&#x201A;Ń&#x152; Ń&#x201A;ĐľŃ&#x2026;Đ˝Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Đš ĐżĐľŃ&#x20AC;Ń ĐžĐ˝Đ°Đť ĐžĐą ĐžŃ&#x201A;ĐşĐťĐžĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Ń?Ń&#x2026; ĐžŃ&#x201A; ĐˇĐ°Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐ°Ń&#x20AC;Đ°ĐźĐľŃ&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛. Đ&#x2018;ĐžĐťĐľĐľ 100 Đ˛Đ¸ĐˇŃ&#x192;Đ°ĐťĐ¸ĐˇĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đš Đ¸ Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;Đź ĐžŃ&#x201A;Ń&#x2021;ĐľŃ&#x201A;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ ĐžĐąĐľŃ ĐżĐľŃ&#x2021;Đ¸Đ˛Đ°Ń&#x17D;Ń&#x201A; Đ˛Đ¸ĐˇŃ&#x192;Đ°ĐťĐ¸ĐˇĐ°Ń&#x2020;Đ¸Ń&#x17D; ĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x2020;ĐľŃ Ń ĐžĐ˛ Đ˝Đ° Ń&#x201A;ĐľŃ&#x2026;Đ˝ĐžĐťĐžĐłĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Ń&#x2026; ĐžĐąŃ&#x160;ĐľĐşŃ&#x201A;Đ°Ń&#x2026;. Đ?Đ° ĐžŃ Đ˝ĐžĐ˛Đľ Ń ĐžĐąĐ¸Ń&#x20AC;Đ°ĐľĐźĐžĐš Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Ń&#x20AC;Đ°Ń Ń Ń&#x2021;Đ¸Ń&#x201A;Ń&#x2039;Đ˛Đ°Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? ĐżĐžĐşĐ°ĐˇĐ°Ń&#x201A;ĐľĐťĐ¸ Đ´ĐžĐąŃ&#x2039;Ń&#x2021;Đ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ´Ń&#x192;ĐşŃ&#x2020;Đ¸Đ¸, Ń&#x20AC;Đ°Ń ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´ĐľĐťŃ?Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? ĐžĐąŃ&#x160;ĐľĐźŃ&#x2039; Đ´ĐžĐąŃ&#x2039;Ń&#x2021;Đ¸ ĐżĐž Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Đ°Đź Đ¸ ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;Đ°Đź, Đ° Ń&#x201A;Đ°ĐşĐśĐľ ĐłĐžŃ&#x201A;ĐžĐ˛Ń?Ń&#x201A;Ń Ń? Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Đľ Đ´ĐťŃ? ĐżĐľŃ&#x20AC;ĐľĐ´Đ°Ń&#x2021;Đ¸ Đ˛ Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźŃ&#x192; ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ¸ĐˇĐ˛ĐžĐ´Ń Ń&#x201A;Đ˛ĐľĐ˝Đ˝ĐžĐłĐž Ń&#x192;Ń&#x2021;ĐľŃ&#x201A;Đ° Đ¸ Đ˝Đ° Đ˛ĐľĐą-Ń ĐľŃ&#x20AC;Đ˛ĐľŃ&#x20AC;.

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x2019;Ç&#x2018;Ç&#x152;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x152;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2014;Ç&#x2DC;Ç&#x201C; Ç&#x2DC;Ç&#x153;ÇĄÇ?Ç&#x153;Ç&#x2014;Ç&#x2DC;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x2019; 5HSRUWLQJ 6\VWHP ĆšÇ&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x2019;Ç&#x2018;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x152;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2014;ÇĽÇ? Ç&#x2DC;Ç&#x153;ÇĄÇ?Ç&#x153;ÇĽ Ç&#x2019; Ç&#x152;Ç&#x2019;Ç&#x2018;Ç?Ç&#x160;Ç&#x2022;Ç&#x2019;Ç&#x2018;Ç&#x160;Ç Ç&#x2019;ÇŠ 3URGXFWLRQ UHSRUWV DQG YLVXDOL]DWLRQ

ĆšÇ&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x2019;Ç&#x2018;Ç&#x152;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x152;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2014;ÇĽÇ&#x201C; Ç&#x2122;Ç&#x2DC;Ç&#x161;Ç&#x153;Ç&#x160;Ç&#x2022; 3URGXFWLRQ :HE 3RUWDO ĆÇ&#x161;Ç&#x160;Ç&#x17E;Ç&#x2019;ÇĄÇ?Ç&#x203A;Ç&#x201D;Ç&#x2DC;Ç? Ç&#x2DC;Ç&#x153;Ç&#x2DC;Ç&#x2039;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç?Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç? Ç&#x203A;Ç&#x2DC;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x2DC;ÇŠÇ&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x2DC;Ç&#x2039;Ç&#x2DC;Ç&#x161;Ç?Ç&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x2019; Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x2019;Ç&#x2018;Ç&#x152;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x152;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2014;ÇĽÇ&#x; Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç Ç?Ç&#x203A;Ç&#x203A;Ç&#x2DC;Ç&#x152; *UDSKLF GLVSOD\ RI HTXLSPHQW VWDWXV DQG SURFHVVHV

Ć˛Ç&#x2014;Ç&#x153;Ç?Ç?Ç&#x161;Ç&#x2019;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2014;Ç&#x2DC;Ç? Ç&#x2122;Ç&#x2022;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç? Î&#x2013;QWHJUDWHG $FWLYLW\ 3ODQQLQJ Î&#x2013;$3

ĆšÇ&#x2022;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç? Ç&#x2014;Ç&#x160; Ç&#x17D;Ç&#x2014;Ç?Ç&#x201C; Ç&#x2014;Ç&#x160; Ç&#x17D;Ç&#x2014;Ç?Ç&#x201C; DQG GD\ SODQQLQJ

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç?Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x153;Ç?Ç&#x;Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇĄÇ?Ç&#x203A;Ç&#x201D;Ç&#x2019;Ç&#x2013; Ç&#x2DC;Ç&#x2039;Ç&#x203A;Ç&#x2022;Ç?Ç?Ç&#x2019;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç?Ç&#x2013; &RPSXWHUL]HG 0DLQWHQDQFH 0DQDJHPHQW 6\VWHP

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç?Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x153;Ç?Ç&#x;Ç&#x2DC;Ç&#x2039;Ç&#x203A;Ç&#x2022;Ç?Ç?Ç&#x2019;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç?Ç&#x2013; Ç&#x2014;Ç&#x160; Ç&#x2DC;Ç&#x203A;Ç&#x2014;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç? Ç&#x161;Ç&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x201D;Ç&#x2DC;Ç&#x152; 5LVN %DVHG Î&#x2013;QVSHFWLRQ

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç?Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç?Ç&#x201D;Ç&#x153;Ç&#x160;Ç&#x2013;Ç&#x2019; Ç&#x2019; Ç&#x2122;Ç&#x2022;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç? 3URMHFW SODQQLQJ Ć˝Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç? Ç&#x2122;Ç&#x2022;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç?Ç&#x2013; Ç&#x2122;Ç&#x2022;Ç&#x160;Ç&#x2014;ÇĽ Ç&#x2122;Ç&#x2DC; Ç&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x2039;ÇĽÇĄÇ? Ç&#x2019; Ç&#x153;Ç?Ç&#x;Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇĄÇ?Ç&#x203A;Ç&#x201D;Ç&#x2DC;Ç&#x2013;Ç? Ç&#x2DC;Ç&#x2039;Ç&#x203A;Ç&#x2022;Ç?Ç?Ç&#x2019;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç¨ 3ODQQLQJ PDQDJHPHQW SURGXFWLRQ SODQ PDLQWHQDQFH SODQ

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç&#x2019;Ç&#x2014;Ç&#x153;Ç?Ç?Ç&#x161;Ç&#x2019;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2014;Ç&#x2DC;Ç?Ç&#x2DC; Ç&#x2013;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç?Ç&#x2022;Ç&#x2019;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Î&#x2013;QWHJUDWHG $VVHW 0RGHOOLQJ Î&#x2013;$0

ĆšÇ&#x161;Ç&#x2DC;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2DC;Ç&#x2018; Ç&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x2039;ÇĽÇĄÇ&#x2019; Ç&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x2122;ÇĽÇ&#x153;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x203A;Ç&#x201D;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç?Ç&#x2019;Ç&#x2014; Ç&#x152; Ç&#x161;Ç?Ç?Ç&#x2019;Ç&#x2013;Ç? Ç&#x161;Ç?Ç&#x160;Ç&#x2022;ÇŚÇ&#x2014;Ç&#x2DC;Ç?Ç&#x2DC; Ç&#x152;Ç&#x161;Ç?Ç&#x2013;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019; 3URGXFWLRQ IRUHFDVW ZHOO WHVWLQJ LQ UHDO WLPH

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç?ÇĄÇ?Ç&#x153;Ç&#x160; Ç?Ç?Ç&#x2022;Ç?Ç&#x152;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x152; +\GURFDUERQ $FFRXQWLQJ Ć˝ÇĄÇ?Ç&#x153; Ç?Ç?Ç&#x2022;Ç?Ç&#x152;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x152; Ç&#x2122;Ç&#x2DC;Ç&#x153;Ç?Ç&#x161;ÇŚ Ç&#x2014;Ç?Ç&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x2039;Ç&#x2DC;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x152; Ç&#x2DC;Ç&#x2039;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x153;Ç&#x2014;Ç&#x2DC;Ç? Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x203A;Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç?Ç&#x17D;Ç?Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç? +\GURFDUERQ DFFRXQWLQJ ORVVHV GHIHUPHQWV EDFN DOORFDWLRQ

ĆŤÇ&#x160;Ç&#x2018;Ç&#x160; Ç&#x17D;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2014;ÇĽÇ&#x; Ç&#x161;Ç?Ç&#x160;Ç&#x2022;ÇŚÇ&#x2014;Ç&#x2DC;Ç?Ç&#x2DC; Ç&#x152;Ç&#x161;Ç?Ç&#x2013;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019; 5HDO 7LPH 'DWDEDVH

ĆşÇ&#x160;Ç&#x203A;Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç?Ç&#x17D;Ç?Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2014;Ç&#x160;ÇŠ Ç&#x203A;Ç&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç?Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ 'LVWULEXWHG &RQWURO 6\VWHP '&6

Oil&GasEURASIA

Đ?Đ&#x2019;Đ˘Đ&#x17E;Đ&#x153;Đ?Đ˘Đ&#x2DC;Đ&#x2014;Đ?ĐŚĐ&#x2DC;ĐŻ

Đ Đ?Đ&#x2014;Đ&#x201D;Đ&#x2022;Đ&#x203A; Đ Đ&#x2022;Đ&#x161;Đ&#x203A;Đ?Đ&#x153;Đ?ĐŤĐĽ ĐĄĐ˘Đ?Đ˘Đ&#x2022;Đ&#x2122;

deviations from assigned parameters. More than 100 visualization and reporting forms provide process visualization at production facilities. On the basis of collected information production parameters are calculated, production volumes are distributed by wells and reservoirs, and data prepared for transmission to the record-keeping system and Web server. In turn, the MES system provides integrated data cross-sections (the oil companiesâ&#x20AC;&#x2122; traditional dvukhchasovki, i.e. two-hour logs) of various factors: well productivity, hydrocarbon composition, equipment operation, environmental conditions. Similar data are collected and calculated as of the day and month. They are used to determine the amount of deviation of the results from current and previous values (so-called â&#x20AC;&#x153;stop-factorsâ&#x20AC;?), to make 90-day production plans, keep records and shortfalls classification (downtime-related oil losses/producer wellsâ&#x20AC;&#x2122; flowrate drops). The logs of field operation control parameters are immediately transmitted to LUKOILâ&#x20AC;&#x2122;s head office, the necessary reporting is provided to the Iraqi Oil Ministry. In fact, MES is the core of production process automation that provides optimal filed and separate objects management, field development planning, equipment selection, and product quality control. Itâ&#x20AC;&#x2122;s MES that brings together the results of various calculations, it helps to unify algorithms and accommodate differences, is used as a source of verified (tested and approved) production data for reporting and analysis systems. Typically, volumes of produced fluids (oil and gas) measured at wells differ from the ones at a tie-in facility. These differences may be caused

Đ&#x2019; Ń Đ˛ĐžŃ&#x17D; ĐžŃ&#x2021;ĐľŃ&#x20AC;ĐľĐ´Ń&#x152;, MES-Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźĐ° ĐżĐžĐˇĐ˛ĐžĐťŃ?ĐľŃ&#x201A; ĐżĐžĐťŃ&#x192;Ń&#x2021;Đ°Ń&#x201A;Ń&#x152; ĐşĐžĐźĐżĐťĐľĐşŃ Đ˝Ń&#x2039;Đľ Ń Ń&#x20AC;ĐľĐˇŃ&#x2039; (Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Đ´Đ¸Ń&#x2020;Đ¸ĐžĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Đľ Đ´ĐťŃ? Đ˝ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;Ń?Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´ĐżŃ&#x20AC;Đ¸Ń?Ń&#x201A;Đ¸Đš ÂŤĐ´Đ˛Ń&#x192;Ń&#x2026;Ń&#x2021;Đ°Ń ĐžĐ˛ĐşĐ¸Âť) Đ˛Ń ĐľĐ˛ĐžĐˇĐźĐžĐśĐ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐžĐşĐ°ĐˇĐ°Ń&#x201A;ĐľĐťĐľĐš: ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ¸ĐˇĐ˛ĐžĐ´Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝, Ń ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˛Đ° Ń&#x192;ĐłĐťĐľĐ˛ĐžĐ´ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´ĐžĐ˛, Ń&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;Ń&#x2039; ĐžĐąĐžŃ&#x20AC;Ń&#x192;Đ´ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń?, Ń ĐžŃ Ń&#x201A;ĐžŃ?Đ˝Đ¸Ń? ĐžĐşŃ&#x20AC;Ń&#x192;ĐśĐ°Ń&#x17D;Ń&#x2030;ĐľĐš Ń Ń&#x20AC;ĐľĐ´Ń&#x2039;. Đ?Đ˝Đ°ĐťĐžĐłĐ¸Ń&#x2021;Đ˝Ń&#x2039;Đľ Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Đľ Ń ĐžĐąĐ¸Ń&#x20AC;Đ°Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? Đ¸ Ń&#x20AC;Đ°Ń Ń Ń&#x2021;Đ¸Ń&#x201A;Ń&#x2039;Đ˛Đ°Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? Ń&#x201A;Đ°ĐşĐśĐľ ĐˇĐ° Ń Ń&#x192;Ń&#x201A;ĐşĐ¸ Đ¸ ĐˇĐ° ĐźĐľŃ Ń?Ń&#x2020;. Đ&#x;Đž Đ˝Đ¸Đź ĐžĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´ĐľĐťŃ?Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? Đ˛ĐľĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ¸Đ˝Ń&#x2039; ĐžŃ&#x201A;ĐşĐťĐžĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Đš Ń&#x201A;ĐľĐşŃ&#x192;Ń&#x2030;Đ¸Ń&#x2026; Ń&#x20AC;ĐľĐˇŃ&#x192;ĐťŃ&#x152;Ń&#x201A;Đ°Ń&#x201A;ĐžĐ˛ ĐžŃ&#x201A; ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´Ń&#x2039;Đ´Ń&#x192;Ń&#x2030;Đ¸Ń&#x2026; Đ¸ ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐłĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐˇĐ˝Đ°Ń&#x2021;ĐľĐ˝Đ¸Đš (Ń&#x201A;Đ°Đş Đ˝Đ°ĐˇŃ&#x2039;Đ˛Đ°ĐľĐźŃ&#x2039;Ń&#x2026; ÂŤŃ Ń&#x201A;ĐžĐż-Ń&#x201E;Đ°ĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ˛Âť), Ń ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˛ĐťŃ?Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? 90-Đ´Đ˝ĐľĐ˛Đ˝Ń&#x2039;Đľ ĐżĐťĐ°Đ˝Ń&#x2039; Đ´ĐžĐąŃ&#x2039;Ń&#x2021;Đ¸, Đ˛ĐľĐ´ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? Ń&#x192;Ń&#x2021;ĐľŃ&#x201A; Đ¸ ĐşĐťĐ°Ń Ń Đ¸Ń&#x201E;Đ¸ĐşĐ°Ń&#x2020;Đ¸Ń? Đ˝ĐľĐ´ĐžĐąĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ˛ (ĐżĐžŃ&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x152; Đ˝ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;Đ¸ ĐžŃ&#x201A; ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˝ĐžĐ˛ĐžĐş/Ń Đ˝Đ¸ĐśĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ´ĐľĐąĐ¸Ń&#x201A;Đ° Đ´ĐžĐąŃ&#x2039;Đ˛Đ°Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Ń&#x2026; Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝). Đ&#x2019; ĐłĐžĐťĐžĐ˛Đ˝ĐžĐš ĐžŃ&#x201E;Đ¸Ń Đ&#x203A;ĐŁĐ&#x161;Đ&#x17E;Đ&#x2122;Đ&#x203A;Đ° ĐžĐżĐľŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝Đž ĐżĐľŃ&#x20AC;ĐľĐ´Đ°Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? Ń Đ˛ĐžĐ´ĐşĐ¸ ĐşĐžĐ˝Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐťŃ&#x152;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐ°Ń&#x20AC;Đ°ĐźĐľŃ&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛ Đ´ĐľŃ?Ń&#x201A;ĐľĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐźŃ&#x2039;Ń ĐťĐ°, Đ˝ĐľĐžĐąŃ&#x2026;ĐžĐ´Đ¸ĐźĐ°Ń? ĐžŃ&#x201A;Ń&#x2021;ĐľŃ&#x201A;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˛ĐťŃ?ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? Đ¸ Đ˛ ĐźĐ¸Đ˝Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Ń Ń&#x201A;Đ˛Đž Đ˝ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;Đ¸ Đ&#x2DC;Ń&#x20AC;Đ°ĐşĐ°. Đ¤Đ°ĐşŃ&#x201A;Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸ MES Ń?Đ˛ĐťŃ?ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? Ń?Đ´Ń&#x20AC;ĐžĐź Đ°Đ˛Ń&#x201A;ĐžĐźĐ°Ń&#x201A;Đ¸ĐˇĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x2020;ĐľŃ Ń ĐžĐ˛ Đ´ĐžĐąŃ&#x2039;Ń&#x2021;Đ¸, ĐžĐąĐľŃ ĐżĐľŃ&#x2021;Đ¸Đ˛Đ°Ń? ĐžĐżŃ&#x201A;Đ¸ĐźĐ°ĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐľ Ń&#x192;ĐżŃ&#x20AC;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Đľ Đ˛Ń ĐľĐź ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸ĐľĐź Đ¸ ĐžŃ&#x201A;Đ´ĐľĐťŃ&#x152;Đ˝Ń&#x2039;ĐźĐ¸ ĐžĐąŃ&#x160;ĐľĐşŃ&#x201A;Đ°ĐźĐ¸, ĐżĐťĐ°Đ˝Đ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Đľ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;ĐşĐ¸, ĐżĐžĐ´ĐąĐžŃ&#x20AC; ĐžĐąĐžŃ&#x20AC;Ń&#x192;Đ´ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń? Đ¸ ĐşĐžĐ˝Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐťŃ&#x152; ĐşĐ°Ń&#x2021;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ˛Đ° ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ´Ń&#x192;ĐşŃ&#x2020;Đ¸Đ¸. Đ&#x2DC;ĐźĐľĐ˝Đ˝Đž MES Ń Đ˛ĐžĐ´Đ¸Ń&#x201A; Đ˛ĐžĐľĐ´Đ¸Đ˝Đž Ń&#x20AC;ĐľĐˇŃ&#x192;ĐťŃ&#x152;Ń&#x201A;Đ°Ń&#x201A;Ń&#x2039; Đ˛Ń ĐľĐ˛ĐžĐˇĐźĐžĐśĐ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń&#x20AC;Đ°Ń Ń&#x2021;ĐľŃ&#x201A;ĐžĐ˛, ĐżĐžĐźĐžĐłĐ°ĐľŃ&#x201A; Ń&#x192;Đ˝Đ¸Ń&#x201E;Đ¸Ń&#x2020;Đ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ°ĐťĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸Ń&#x201A;ĐźŃ&#x2039; Đ¸ Ń&#x192;Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝Ń?Ń&#x201A;Ń&#x152; Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐ˝ĐžĐłĐťĐ°Ń Đ¸Ń?, Đ¸Ń ĐżĐžĐťŃ&#x152;ĐˇŃ&#x192;ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? Đ˛ ĐşĐ°Ń&#x2021;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ˛Đľ Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐžŃ&#x2021;Đ˝Đ¸ĐşĐ° Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Đ¸Ń&#x201E;Đ¸Ń&#x2020;Đ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; (ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ˛ĐľŃ&#x20AC;ĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ¸ ĐžĐ´ĐžĐąŃ&#x20AC;ĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026;) ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ¸ĐˇĐ˛ĐžĐ´Ń Ń&#x201A;Đ˛ĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ´ĐťŃ? Ń&#x192;Ń&#x2021;ĐľŃ&#x201A;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ¸ Đ°Đ˝Đ°ĐťĐ¸Ń&#x201A;Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Ń&#x2026; Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐź. Đ&#x161;Đ°Đş ĐżŃ&#x20AC;Đ°Đ˛Đ¸ĐťĐž, ĐˇĐ°ĐźĐľŃ&#x20AC;Ń&#x2039; ĐžĐąŃ&#x160;ĐľĐźĐžĐ˛ Đ´ĐžĐąŃ&#x2039;Đ˛Đ°ĐľĐźĐžĐš ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ´Ń&#x192;ĐşŃ&#x2020;Đ¸Đ¸ (Đ˝ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;Đ¸ Đ¸ ĐłĐ°ĐˇĐ°) Đ˝Đ° Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Đ°Ń&#x2026; Đ¸ ĐżŃ&#x192;Đ˝ĐşŃ&#x201A;Đ°Ń&#x2026; Ń Đ´Đ°Ń&#x2021;Đ¸ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ°Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń?. ĐŃ&#x201A;Đ¸ Ń&#x20AC;Đ°Ń Ń&#x2026;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐźĐžĐłŃ&#x192;Ń&#x201A; ĐąŃ&#x2039;Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ˛Ń&#x2039;ĐˇĐ˛Đ°Đ˝Ń&#x2039; ĐžŃ ĐžĐąĐľĐ˝Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń?ĐźĐ¸ Đ˝Đ°Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐšĐşĐ¸ ĐźĐľŃ&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐťĐžĐłĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Ń&#x2026; ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ĐąĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ˛, Đ° Ń&#x201A;Đ°ĐşĐśĐľ Ń&#x201A;ĐľŃ&#x2026;Đ˝ĐžĐťĐžĐłĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸ĐźĐ¸ ĐżĐžŃ&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Ń?ĐźĐ¸ Đ¸ Đ¸ĐˇĐźĐľĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Ń?ĐźĐ¸ Ń Đ˛ĐžĐšŃ Ń&#x201A;Đ˛ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ´Ń&#x192;ĐşŃ&#x2020;Đ¸Đ¸ ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝Ń ĐżĐžŃ&#x20AC;Ń&#x201A;Đ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛ĐşĐľ. Đ§Ń&#x201A;ĐžĐąŃ&#x2039; Ń&#x192;Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝Đ¸Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ´Đ¸Ń ĐąĐ°ĐťĐ°Đ˝Ń , Đ˛ĐžĐˇĐ˝Đ¸ĐşĐ°Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Đš Đ˛

ĆšÇ&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x2019;Ç&#x2018;Ç&#x152;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x152;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2014;ÇĽÇ&#x201C; Ç&#x17D;Ç&#x160;Ç˘Ç&#x2039;Ç&#x2DC;Ç&#x161;Ç&#x17D; 3URGXFWLRQ 'DVKERDUG ĆÇ&#x161;Ç&#x160;Ç&#x17E;Ç&#x2019;ÇĄÇ?Ç&#x203A;Ç&#x201D;Ç&#x2DC;Ç? Ç&#x2DC;Ç&#x153;Ç&#x2DC;Ç&#x2039;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç?Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç? Ç&#x203A;Ç&#x2DC;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x2DC;ÇŠÇ&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x2DC;Ç&#x2039;Ç&#x2DC;Ç&#x161;Ç?Ç&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x2019; Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x2019;Ç&#x2018;Ç&#x152;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x152;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2014;ÇĽÇ&#x; Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç Ç?Ç&#x203A;Ç&#x203A;Ç&#x2DC;Ç&#x152; Ç&#x2014;Ç&#x160; Ç&#x2013;Ç&#x2DC;Ç&#x2039;Ç&#x2019;Ç&#x2022;ÇŚÇ&#x2014;ÇĽÇ&#x; Ç?Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x201C;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x; *UDSKLF GLVSOD\ RI HTXLSPHQW VWDWXV DQG RSHUDWLRQ SURFHVVHV RQ PRELOH GHYLFHV

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç?Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x152;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2014;Ç&#x2DC;Ç&#x201C; Ç&#x2019;Ç&#x2014;Ç&#x17E;Ç&#x2DC;Ç&#x161;Ç&#x2013;Ç&#x160;Ç Ç&#x2019;Ç?Ç&#x201C; *HR Î&#x2013;QIRUPDWLRQ 6\VWHP *Î&#x2013;6

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç?Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x203A;Ç&#x2DC;Ç&#x2039;ÇĽÇ&#x153;Ç&#x2019;ÇŠÇ&#x2013;Ç&#x2019; ĆŻYHQWV 0DQDJDPHQW 7RRO ĆŞÇ&#x2014;Ç&#x160;Ç&#x2022;Ç&#x2019;Ç&#x2018; Ç&#x203A;Ç&#x2DC;Ç&#x2039;ÇĽÇ&#x153;Ç&#x2019;Ç&#x201C; Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç&#x2019;ÇŠÇ¨ÇŁÇ&#x2019;Ç&#x; Ç&#x2014;Ç&#x160; Ç&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x2039;ÇĽÇĄÇ? Ç?ÇĄÇ?Ç&#x153; Ç&#x203A;Ç&#x2DC;Ç&#x2039;ÇĽÇ&#x153;Ç&#x2019;Ç&#x201C; Ç&#x203A;Ç&#x2DC; Ç&#x203A;Ç&#x2022;Ç&#x2DC;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2DC;Ç&#x201C; Ç&#x2022;Ç&#x2DC;Ç?Ç&#x2019;Ç&#x201D;Ç&#x2DC;Ç&#x201C; $QDO\VLV RI HYHQWV WKDW LQČľXHQFH SURGXFWLRQ ORJJLQJ RI FRPSOH[ ORJLF HYHQWV

ĆÇ?Ç&#x2DC;Ç&#x2022;Ç&#x2DC;Ç?Ç&#x2019;ÇĄÇ?Ç&#x203A;Ç&#x201D;Ç&#x2DC;Ç? Ç&#x2019; Ç?Ç&#x2019;Ç&#x17D;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç&#x2019;Ç&#x2014;Ç&#x160;Ç&#x2013;Ç&#x2019;ÇĄÇ?Ç&#x203A;Ç&#x201D;Ç&#x2DC;Ç? Ç&#x2013;Ç&#x2DC;Ç&#x17D;Ç?Ç&#x2022;Ç&#x2019;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç? Ç&#x2122;Ç&#x2022;Ç&#x160;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç&#x160; 5HVHUYRLU 0RGHOOLQJ

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç?Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x2022;Ç&#x160;Ç&#x2039;Ç&#x2DC;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x153;Ç&#x2DC;Ç&#x161;Ç&#x2014;Ç&#x2DC;Ç&#x201C; Ç&#x2019;Ç&#x2014;Ç&#x17E;Ç&#x2DC;Ç&#x161;Ç&#x2013;Ç&#x160;Ç Ç&#x2019;Ç?Ç&#x201C; /DE Î&#x2013;QIRUPDWLRQ 0DQDJHPHQW 6\VWHP

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç?Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç?Ç?Ç&#x2DC;Ç&#x2022;Ç&#x2DC;Ç?Ç&#x2DC; Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç&#x2013;ÇĽÇ&#x203A;Ç&#x2022;Ç&#x2DC;Ç&#x152;ÇĽÇ&#x2013;Ç&#x2019; Ç&#x17D;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2014;ÇĽÇ&#x2013;Ç&#x2019; *HRORJLFDO 'DWDEDVH 0DQDJHPHQW 6\VWHP

ĆťÇ&#x2039;Ç&#x2DC;Ç&#x161; Ç&#x;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç? Ç&#x2019; Ç&#x2DC;Ç&#x2039;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x2039;Ç&#x2DC;Ç&#x153;Ç&#x201D;Ç&#x160; Ç&#x17D;Ç&#x160;Ç&#x2014;Ç&#x2014;ÇĽÇ&#x; Ç&#x152; Ç&#x161;Ç?Ç?Ç&#x2019;Ç&#x2013;Ç? Ç&#x161;Ç?Ç&#x160;Ç&#x2022;ÇŚÇ&#x2014;Ç&#x2DC;Ç?Ç&#x2DC; Ç&#x152;Ç&#x161;Ç?Ç&#x2013;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019; &ROOHFWLRQ VWRUDJH DQG SURFHVVLQJ RI GDWD LQ UHDO WLPH

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç&#x152;ÇĽÇ&#x17D;Ç&#x160;ÇĄÇ&#x2019; Ç&#x2014;Ç&#x160;Ç&#x161;ÇŠÇ&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x152; Ç&#x17D;Ç&#x2DC;Ç&#x2122;Ç?Ç&#x203A;Ç&#x201D;Ç&#x2DC;Ç&#x152; (OHFWURQLF :RUN 3HUPLW

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç?Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x2039;Ç?Ç&#x161;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;Ç?Ç&#x2013; Ç&#x2019; Ç&#x161;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x2DC;Ç&#x2014;Ç&#x153;Ç&#x2DC;Ç&#x2013; Ç&#x203A;Ç&#x201D;Ç&#x152;Ç&#x160;Ç?Ç&#x2019;Ç&#x2014; 'ULOOLQJ DQG :HOO :RUNRYHU 2SHUDWLRQ

ĆťÇ&#x2019;Ç&#x203A;Ç&#x153;Ç?Ç&#x2013;Ç&#x160; Ç?Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x160;Ç&#x152;Ç&#x2022;Ç?Ç&#x2014;Ç&#x2019;ÇŠ Ç&#x153;Ç?Ç&#x;Ç&#x2014;Ç&#x2DC;Ç&#x2022;Ç&#x2DC;Ç?Ç&#x2019;ÇĄÇ?Ç&#x203A;Ç&#x201D;Ç&#x2019;Ç&#x2013;Ç&#x2019; Ç&#x2122;Ç&#x161;Ç&#x2DC;Ç Ç?Ç&#x203A;Ç&#x203A;Ç&#x160;Ç&#x2013;Ç&#x2019; 3URFHVV FRQWURO V\VWHP

Đ?ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ¸ Đ&#x201C;Đ°ĐˇĐ&#x2022;Đ&#x2019;Đ Đ?Đ&#x2014;Đ&#x2DC;ĐŻ

AUTOMATION

ADVERTORIAL SECTION

Key functionality

» Учет углеводородов и распределение объемов добычи по скважинам » Планирование и учет потерь и недоборов » Сбор, обработка и хранение всей технологической информации в режиме реального времени » Визуализация технологической информации (Технологический веб-портал) » Система производственной отчетности » Управление лабораторными потоками информации » Интеграция с системами верхнего уровня

Key users

Ключевые пользователи

» » » » » » » » » » » »

Executive director Operational director CD engineers Production shift chief Specialist in hydrocarbons accounting Production engineers CPF engineers CPF shift chief Geologist Lab specialists Head of lab Mechanical engineer (equipment integrity control) » HSE engineer

» » » » » » » » » » » »

Исполнительный директор Операционный директор Инженеры ЦИТС Начальник смены добычи Специалист по учету углеводородов Инженеры-технологи по добыче Инженеры-технологи по УПН Начальник смены УПН Инженер-геолог Специалисты лаборатории Начальник лаборатории Инженер-механик (контроль целостности оборудования) » Инженер по защите окружающей среды

by peculiar setting features of metrological tools, as well as process losses and changes in product properties during transportation. To correct the imbalance arising in the measuring systems, MES implements the principle of “reverse distribution” with reported production volumes automatically redistributed between the wells in accordance with preset algorithms. Data flows connect the MES-solution with the ERP-system and other higher-level applications in which the primary operation data are used to make cost estimates, plans, decisions, corporate reporting. End-to-end solution enables a holistic view of all production processes in the field to optimize development mode, reduce wells and equipment downtime and minimize production losses. Since all parameters are automatically generated the influence of the “human factor” is eliminated and labor costs are significantly lower. Use of the alert system helped reduce the burden on engineers who no longer have to visually check well parameters all the time – in case of any deviations experts are immediately notified by the system, and fed the data required for rapid diagnostics and development of troubleshooting measures. Key processes are monitored 24 hours per day, among others with the use of mobile devices. Thanks to all these measures the response time to accident and plans backlog was cut roughly in half.

учетных системах, в MES реализован принцип «обратного распределения», когда учетные объемы добычи автоматически перераспределяются между скважинами по заданным алгоритмам. Потоки данных связывают MES-решение с ERP-системой и другими верхнеуровневыми приложениями, в которых первичные производственные данные используются для выполнения экономических расчетов, составления планов, принятия решений, формирования корпоративной отчетности. Сквозное решение дает возможность целостного представления обо всех производственных процессах на месторождении, что позволяет оптимизировать режимы разработки, снизить простои скважин и оборудования, минимизировать потери продукции. Поскольку все показатели формируются автоматически, исключается влияние «человеческого фактора» и существенно сокращаются трудозатраты. Благодаря системе оповещений снизилась нагрузка на инженеров-технологов, которым уже не приходится постоянно визуально контролировать параметры работы скважин – при любых отклонениях специалисты мгновенно получают от системы соответствующие уведомления, а также данные, необходимые для быстрой диагностики и выработки мер по устранению неполадок. Ключевые процессы контролируются в режиме 24/7, в том числе с использованием мобильных устройств. Благодаря всем этим мерам время реагирования на аварии и на отставание от планов сократилось примерно вдвое.

www.itps.com

● ●

Ключевой функционал

» Hydrocarbons accounting and output distribution by well » Planning and logging of losses and underperformance » Collection, processing and storage of operational information in real time » Visualization of operating information (Technology Web portal) » Operating logs system » Laboratory dataflow management » Integration with top-level systems

Fig. 2. Key functionality and users. Рис. 2. Ключевой функционал и пользователи.

Oil&GasEURASIA

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Zirax Group: quality oilfield chemistry – our specialty.

Группа компаний Zirax Качественная нефтепромысловая химия – наша специализация M. Petrushin, S. Demakhin, A. Merkulov Петрушин М.Л., Демахин С.А., Меркулов А.П.

irax now is a group of companies specializing in the oilfield chemicals руппа компаний «Zirax» сегодня – это интегрированный разработчик, проand includes production, R&D and service companies. Such cooperation изводитель и продавец продуктов и решений в области нефтепромысhelps to realize the full cycle of creating new products and technologies ловой химии и включает в себя производственные, научные и сервисные and implementation them to the market (Fig. 1). As a result customers receive предприятия. Такая кооперация обеспечивает возможность реализации полthe best products and efficient technology for their fields and wells. ного цикла по разработке и внедрению решений в области нефтепромысловой Zirax sells its products and makes service to customers from oil industry химии (рис. 1), а конечном итоге, приводит к получению заказчиком наиболее in Russia and the CIS, Eastern and Western Europe, North America as well качественных продуктов и эффективных технологий их применения. as Africa and the Middle East. The main activities of the companies from География деятельности Zirax охватывает Россию, страны СНГ, Восточную Zirax Group are chemicals for completion and killing wells, well stimulation и Западную Европу, Северную Америку, а также страны Африки и Ближнего fluids, compositions and technologies for water shut-off and enhanced oil Востока и реализует свою продукцию более чем 500 клиентам по всему земrecovery (Fig. 2). ному шару, поставляя качественные продукты и сервис для решения сложHistorically one of the first products in the oilfield chemistry for Zirax ных задач в нефтедобыче. Основными направлениями деятельности группы was clear brine fluids for completion and killing wells. Currently, we have компаний «Zirax» являются химические реагенты и технологии для глушения a wide range of such fluids (Table. 1), which includes high-purity salt скважин, интенсификации добычи нефти и газа, ограничения водопритока и of different density, lost circulations sysувеличения нефтеотдачи пласта (рис. 2), а также tems, emulsion compositions. Wide range разработка условий и технологий их наиболее of products and technologies for compleрационального применения в процессах нефтедоR&D Production tion and killing wells helps the customer бычи. НИОКР Производство to conduct downhole operations in a variХимические реагенты для глушения скважин ety of geological and technical conditions. это исторически было одним из первых продукMinimizing formation damage in order тов в нефтедобывающей сфере для Zirax. На текуto save the properties of the reservoir and щий момент в этой области предлагается широespecially the near-wellbore zone is one кая линейка жидкостей глушения (табл. 1), включаof the important tasks during completion ющая высокочистые солевые системы различной wells. Poor quality completion and killing плотности, блокирующие составы для глушения в Service Consulting well may lead to a decrease in the permeусловиях АНПД, эмульсионные составы. Наличие ability of the near-wellbore zone up to 10 Консалтинг в арсенале различных технологий и продуктов для Технологии и сервис times or more and dramatically reducing глушения скважин позволяет обеспечить безопасthe productivity of the well. ное и надежное проведение внутрискважинных To prevent these effects Zirax has own работ в самых разнообразных геолого-технических special decisions based on high-purity ● Fig. 1. Cycle of creating new products условиях. Особое внимание при этом уделяется salts, do not form precipitates in the res- and technologies in the oilfield chemistry and сохранению коллекторских свойств пласта и осоervoir, emulsion and lost circulation sys- implementation them to the market. бенно призабойной зоны пласта (ПЗП), поскольку tems, which are not filtered into the res- ● Рис. 1. Цикл разработки и внедрения некачественное глушение может приводить к сниervoir, as well as special additives that технологий в области нефтепромысловой химии. жению проницаемости ПЗП по сравнению с уда-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

OILFIELD CHEMISTRY

ADVERTORIAL SECTION

● ●

Fig. 2. Main activities Zirax Group. Рис. 2. Основные направления деятельности группы компаний «Zirax». Completion Глушение скважин

Acid blends Кислотные обработки

● Clear brine fluids from 1.18 to

● Hydrochloric acid

2.1 g/сm3 Высокочистые солевые системы плотностью от 1,18 до 2,1 г/см3 ● Lost circulation systems Блокирующие составы для глушения скважин АНПД ● Emulsion systems for completion Эмульсионные составы для глушения ● Additives for prevent formation damage Добавки для щадящего глушения скважин

Синтетическая ингибированная кислота ● Acid blends for matrix stimulation Кислотные составы для глубокой матричной обработки пласта ● Acid blends for filter cake removing Кислотные составы для освоения скважин ● Self-diverting acid systems Самоотклоняющиеся кислотные составы

reduce the water saturation of the near-wellbore zone and prevent clay swelling and the formation of emulsions. All this provides a “gentle” completion, accelerating and maintaining wells productivity. For stimulation Zirax produces acid blends series FLUXOCORE™. They are designed for the intensification well production, and for removing filter cake after drilling, as well as to clean fracture from the residuum polymer gel after fracturing. FLUXOCORE 210™ is a hydrochloric acid-based blend with the addition of surfactants and special additives. It provides a high penetration ability for acid blend in the formation due to a low interfacial tension at the “acid – oil” and low rate of reaction with the carbonate rock, whereby the acid is able to penetrate deeper into the reservoir. Furthermore, the presence of special additives in the composition can effectively prevent the formation of highly stable emulsions and precipitation. These capabilities allow to use the composition FLUXOCORE 210™ not only for the standard acid treatment, but also for deep matrix acidizing. The innovation acid blend is FLUXOCORE 110™ used for removing filter cake after drilling, and cleaning fracture from the residuum polymer gel after fracturing. Composition easily breaks down the filter cake, which is often formed on the surface of the collector (Fig. 3), increases the formation communicability with the well and its productivity. Using such acid blend after fracturing helps to break down the residuum polymer gel and increases fracture conductivity and productivity of the well. Treatments on the well of the Priobskoe field (West Siberia) have allowed to produce additional 1,488 tons of oil only for the period four months and currently effect continues (Fig. 4). Workover operations, especially in order to reduce water cut and EOR also are important sphere of activity for Zirax. Sedimental compound TAMOLEX™ specially designed to decrease water ingression from the collector. Such problems often take place by moving oil-water contact, coning or flooding. This technology is based on the use of surfactant, which precipitates when mixed with mineralized water (Fig. 5). As a result permeable water-saturated intervals is plugged and water filtration reduced. The precipitate is dissolved in hydrocarbons, so net pay intervals are not blocked. ● ●

Table 1. Табл. 1.

Workover and EOR РИР и МУН

Surfactants Химия на основе ПАВ

● Sludging composition for water

●

● ●

shut off and EOR Осадкообразующий состав для РИР и МУН Resin water shut off compound Состав на основе карбамидоформальдегидной смолы для РИР Silicone compounds for water shut off Кремнийорганические составы Swelling polymers Водонабухающие полимеры Emulsion systems Эмульсионные составы

● Hydrophobizers

Гидрофобизаторы ● Emulsifiers

Эмульгаторы ● Surfactant based fracturing fluids

Бесполимерные жидкости для ГРП на основе ПАВ ● Corrosion inhibitors ● Surfactants for control pay-zone wettability ● Ингибиторы коррозии Составы для контроля смачиваемости ПЗП

ленной зоной пласта до 10 раз и более, резко снижая дебит скважин, а иногда может приводить и к полному прекращению фильтрации флюидов. Для предотвращения этих явлений Zirax разрабатывает, внедряет и производит составы на основе высокочистых солей, не образующие осадки в продуктивном пласте, блокирующие и эмульсионные составы, не фильтрующиеся в пласт, а также специальные добавки, снижающие водонасыщенность ПЗП и предотвращающие набухание глин и образование эмульсий. Все это обеспечивает «щадящее» глушение скважин, сохраняя и ускоряя выход скважин на режим после запуска в эксплуатацию. Для повышения нефтеотдачи пластов применяются кислотные составы серии ФЛАКСОКОР™. Они предназначены как для интенсификации дебита скважин, так и для освоения скважин после бурения, а также для очистки трещин ГРП от остатков полимерного геля после проведения операций гидроразрыва пласта. ФЛАКСОКОР 210™ представляет собой кислотный состав на основе соляной кислоты с добавлением комплекса поверхностно-активных веществ и целевых добавок. Он обеспечивает высокую проникающую способность кислотного состава в поровое пространство перфорированной части пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе «кислотный состав – нефть» и низкую скорость реакции с карбонатной породой, за счет чего кислота способна проникать глубже в продуктивный пласт. Кроме того, наличие в составе специальных добавок позволяет эффективно предотвращать образование стойких высоковязких нефтекислотных эмульсий и стабилизирует ионы железа в растворенном состоянии при растворении железосодержащих пород и осадков. Такие возможности состава ФЛАКСОКОР 210™ позволяют применять его не только для стандартных кислотных обработок, но и для проведения большеобъемных кислотных обработок. Последней инновационной разработкой является состав ФЛАКСОКОР 110™, применяемый для освоения скважин после бурения и для очистки скважин ГРП от остатков полимерного геля. Состав легко разрушает корку бурового раствора, которая часто образуется на поверхности коллектора (рис. 3), что повышает сообщаемость пласта со скважиной и обеспечивает быстрое ее освоение. Применение данного кислотного состава после проведения операций ГРП позволяет повысить проводимость трещины и увеличить приток углеводородов в скважину. Обработка одной из скважин Приобского месторождения

Zirax Group completion products. Продукты компании Zirax для глушения скважин.

Clear brine fluids Солевые системы

PelletOil PelletOil WotaSoft SoMaxoil WotaSoft MaxOil WotaSoft grade E / марки Е MaxOil WotaSoft grade D / марки Д

Not filtered systems Нефильтрующиеся составы

Lost circulations systems / Блокирующий состав Reablock Emulsion systems / Эмульсионные составы

(1.18-1.38 g/сm3) / (1,18-1,38 г/см3) (1.18-1.38 g/сm3) / (1,18-1,38 г/см3) Calcium-free system / безкальциевая система (1.4-1.62 g/сm3) / (1,4-1,62 г/см3) (1.6-2.1 g/сm3) / (1,6-2,1 г/см3)

Oil&GasEURASIA

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

кислотным составом в объеме 12 м3 позволила только за четыре месяца дополнительно добыть 1 488 тонн нефти и на данный момент эффект продолжается (рис. 4). 90 99.0 Перспективным направлениям деятельности для Zirax 91.0 86.5 80 84.8 являются составы для ремонтно-изоляционных работ, 83.0 81.3 79.8 78.3 70 направленные на решение проблем, связанных с негатив76.5 68.8 ным влиянием обводнения скважин на продуктивность 60 нефтяных и газовых скважин. 50 FLUXOCORE 110 / ФЛАКСОКОР 110 Осадкообразующий состав Тамолекс™ предназначен 40 для селективной изоляции водопритока, поступающего по HCL 30 продуктивному пласту и для выравнивания профиля приемистости. При взаимодействии раствора реагента с мине20 рализованной пластовой водой или раствором хлористо10 го кальция происходит выпадение осадка, тем самым бло0.63 0 кируется поступление воды по обводненным пропласткам 1 2 3 4 5 6 7 8 9 15 69 (рис. 5). В нефтенасыщенной части пласта образования Measurement time Δt / Время замеров Δt Minutes / мин. осадка не происходит, вследствие его растворимости в ● Fig. 3. The dynamics of the weight loss of the sample filter cake углеводородах. in FLUXOCORE 110™ compared with HCl. Тампонажный состав Карболекс на основе карбамидо● Рис. 3. Динамика убыли веса образца корки глинистого бурового раствора при формальдегидной смолы предназначен для проведения использовании ФЛАКСОКОР 110™ в сравнении с HCl. работ по ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны, заколонного перетока, конусного обводнения и Also Zirax has shut-off fluids based on urea-formaldehyde resin. These fluids отключения промытых водонасыщенных пропластков. Высокая проникаюcan be used when casing leaks or channel behind casing take place. This resin is щая способность позволяет проводить РИР в условиях, когда традиционные a liquid and for this reason have high penetration possibility, so effective when цементные составы неэффективны. traditional cement solutions can`t be used. After a certain time after mixing with Смола, представляющая собой жидкость белого цвета, после смешения со special additives, the resin is cured to form a solid rubbery mass (Fig. 6). специальными добавками, через определенное время отверждается с образованием плотной резиноподобной массы (рис. 6). Состав успешно применялся 30 компанией «Зиракс-нефтесервис» для ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны и заколонной циркуляции на высокотемпературных (130 – 25 150 °С) скважинах Ставропольского края. 20 Применение в Zirax поверхностно-активных веществ для процессов нефтедобычи приобретает все более широкий характер. Это и гидрофобизаторы как 15 добавки в жидкости глушения, ПАВ в кислотных составах для улучшения их проникновения в пласт, эмульгаторы в самоотклоняющихся кислотных системах и в 10 эмульсионных составах для глушения и РИР, ингибиторы коррозии и ПАВы для контроля смачиваемости призабойной зоны пласта. Производство поверхност5 но-активных веществ и составов на их основе, а также разработка технологий их эффективного применения в нефтедобыче являются для Zirax приоритетной 0 February / Февраль March / Март April / Апрель May / Май June / Июнь задачей. Одна из новых разработок это использование технологической жидкости для ГРП на основе ПАВ, что позволяет увеличить проводимость проппантной Oil without treatment Oil after treatment Дебит без обработки Дебит после обработки пачки и тем самым повысить эффективность операции ГРП. Взаимодействие в рамках единой группы научных, производственных и сер● Fig. 4. Additional oil production of the well 2143 Priobskoe висных компаний позволяет разрабатывать и производить наиболее передоfield (West Siberia) after cleaning fracture with acid blend вые химические продукты и оказывать качественный сервис нашим потребиFLUXOCORE 110™. телям. 99.8

99.8

99.7

99.6

96.3

tons / тонн

Sample residual weight ΔP / Остаточный вес образца ΔP

100

●

Рис. 4. Параметры работы скважины 2143 Приобского месторождения после очистки трещины ГРП составом ФЛАКСОКОР 110™.

The composition has been used successfully for the elimination of casing leaks in the high-temperature (130 – 150 C) wells of the Stavropol region (south Russia). Surfactants for oil production are becoming increasingly broad application in Zirax. This are hydrophobizers as additives in the killing fluid, surfactant acid composition to improve their penetration ability into the formation, emulsifiers for self-diverting acid systems and in the emulsion compositions for killing and water shut-off, corrosion inhibitors and surfactants to control the wettability of the near-wellbore zone. Zirax priorities are production of surfactants and compositions based on them, as well as R&D of new technologies for their effective application in the oil industry. One new technology is fluid for fracturing based on surfactant that increases the conductivity of the proppant pack and thereby increase the effectiveness of fracturing. The cooperation within Zirax Group scientific, industrial and service companies allows to develop and produce the most advanced chemical products and provide quality service to our customers. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

а)

b / б)

● Fig. 5. Compound TAMOLEX™ before а) and after b) reaction with mineralized water. ● Рис. 5. Состав Тамолекс™ до а) и после б) взаимодействия с минерализованной водой.

●

Fig. 6. Solidified mass of plugging compound. ● Рис. 6. Отвержденная тампонажная масса состава Карболекс.

MONITORING AND CONTROL

ADVERTORIAL SECTION

How to Determine Corrosion Rate in a Well? Как определить скорость коррозии в скважине? Elena Kim, corrosion monitoring systems technical expert, PromHim-Sfera

Елена Ким, технический специалист по системам мониторинга коррозии, ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера»

s new pipeline monitoring and control technologies get develразвитием новых технологий мониторинга и контроля трубоoped, remote monitoring of corrosion damage build-up proпроводов, у компаний, занятых в добыче и переработке нефти cess has become possible for companies engaged in oil and и газа, появились новые возможности по удаленной диагноgas production and processing. The use of remote monitoring sys- стике процессов образования коррозионных повреждений. Одним tems manufactured by the U.S.-based RCS company is one of the из решений является применение систем удаленного мониторинга, solutions. RCS was founded in 1950 and is one of the global lead- которые производит компания RCS (США). Она была основана в 1950 ers in production, development and implementation of these tech- году и является одним из мировых лидеров по производству, разраnologies for petrochemical, oil-producing, energy industry and other ботке и внедрению данных технологий в нефтехимических, нефтеindustries. RCS’s Microcor and Ultracor systems are widely used добывающих, энергетических и других отраслей промышленности. by petroleum companies. Their Производимые ей системы application helps determine Microcor и Ultracor получили efficiency of corrosion inhibширокое применение в нефтеitors, measure corrosion rate газодобывающих компаниin real time, determine pipeline ях. С их помощью решаются wall thickness in hard-to-reach задачи определения эффекspots. PromHim-Sfera is RCS’s тивности используемого ингиofficial sales agents in Russia, битора коррозии, измерения which promotes this equipment скорости коррозии в режиме in the domestic market. реального времени, опредеPromHim-Sfera of fers ления толщины стенок трубоRussian customers integrated проводов в труднодоступных solutions for instrumentation and местах. Официальным агенmaintenance of corrosion moniтом по продаже этого оборудоtoring systems and pipeline corвания в России является ЗАО ● Fig. 1. Showing DCMS system for self-sufficient corrosion monitoring rosion control automation sysПКФ «ПромХим-Сфера». in a well. tems. The company provides a ЗАО ПКФ «ПромХим● Рис. 1. Система DCMS для автономного мониторинга коррозии full range of services in selection Сфера» предлагает российв скважине. of corrosion monitoring systems ским заказчикам комплексand attentively handles customные решения по оснащению и er requests in terms of impleобслуживанию систем монитоmenting new technology. ринга коррозии и автоматизаOne of the most pressing ции контроля коррозии в труissues for oil producers today is бопроводах. Компания осуthe availiability of systems that ществляет полный комплекс would help determine the speed работ по подбору и обслуживаof corrosion in production wells нию систем мониторинга корthat contain carbon dioxide, розии и внимательно относитhydrogen sulfide and water. The ся к пожеланиям своих заказcombination of these elements чиков по внедрению новых with a high temperature leads технологий. to pipelines’ corrosion damage, Один из самых актуальных including general corrosion, pitвопросов сегодня для нефтеting corrosion, crevice corro- ● Fig. 2. Showing gravimetric system for wells. добывающих компаний – sion and stress corrosion crack- ● Рис. 2. Гравиметрическая система для скважины. это наличие систем, которые

Oil&GasEURASIA

МОНИТОРИНГ И КОНТРОЛЬ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ing. To prevent sudden pipelines damage statistics of equipment fail- позволили бы оценивать скорость коррозии в промысловых скважиure damage is usually collected, assessing respective cuts of H2S, нах, где присутствуют углекислый газ, сероводород и вода. Сочетание water and gas in the product. However, in practice numerous technical данных элементов с высокой температурой приводит к коррозионным parameters of wells may be unknown, therefore the sensors installed повреждениям трубопроводов – развивается общая, точечная, щелеat the measurement location may provide qualitative basic data for вая коррозия, а также коррозионное растрескивание. Для предотвраpipeline quality assessment. щения внезапных повреждений трубопроводов обычно собирается Two system varieties are developed: статистика выхода оборудования из строя, оценивается содержание DCMS – is a system that provides information on the corrosion H2S, обводненность, газосодержание добываемого продукта. Тем не rate in the well. The sensitivity of the system allows the film strength менее, на практике многие технические параметры скважины могут быть неизвестны, поэтому датчики, установленные на месте измереevaluation in actual operating conditions. ния, могут предоставить качественные базовые данные для оценки DCMS System Specifications: ● Registers corrosion rate and temperature; состояния трубы. ● Determines efficiency of corrosion inhibitor activity; Разработаны две разновидности системы: ● Operating pressure up to 70 MPa and temperatures up to 150 C; DCMS – система, предоставляющая данные о скорости коррозии ● Installation and recovery at any depth; в скважине. Чувствительность систем позволяет оценить прочность ● 90-day battery life; пленки ингибитора в реальных рабочих условиях. ● Memory size that stores up to 1024 data points;. Технические характеристики системы DCMS: ● Easy loading and graphical data mapping with Corrdata Plus soft- ● регистрирует скорость коррозии и температуру; ● определяет эффективность действия ингибитора коррозии; ware; ● The system can be purchased or rented. ● номинальное давление до 70 МПа и температуры до 150 °С; The device is designed to withstand shock and vibration. The bat- ● установка и извлечение на любой глубине; tery life depends on data reading time interval (15 or 30 minutes; 1, 2 ● ресурс батареи – 90 дней; ● объем памяти позволяет сохранить 1 024 точки данных; or 4 hours) programmed in the system. DCHA is a gravimetric system for wells. One DCHA system use ● простая загрузка и графическое отображение данных в программном обеспечении Corrdata Plus; enables simultaneous installation up to 9 coupons of various modifi● систему можно купить или взять в аренду. cations depending on assessed type of corrosion. Конструкция прибоPlate coupons are stanра рассчитана на ударные dard samples for measurи вибрационные нагрузки. ing metal loss on the basis of Срок службы батареи завиwhich corrosion rate can be сит от того, на какой интерdetermined and pitting corroвал времени (15 мин, 30 sion detected in a well. мин, 1 ч, 2 ч или 4 ч) считыThe cylindrical or rod couвания данных запрограммиpons are designed to deterрована система. mine the materials tensile DCHA – гравиметричеstrength reduction under ская система для скважины. downhole conditions. Одна система DCHA позвоCurved coupons are plates ляет одновременно устаноthat are pressured in the midвить до 9 купонов различной dle, which leads to their bending. This method is used for ● Fig. 3. Plate coupons and coupons with a cylindrical element in a gravimet- модификации в зависимости от того, какой вид корtesting material exposure to ric system. розии необходимо оценить. stress corrosion cracking in ● Рис. 3. Купоны-пластинки и купоны с цилиндрическим элементом в Купоны-пластинки являwells. гравиметрической системе. ются стандартными образAll coupons are placed in цами для измерения потери a special holder with ceramметалла, на основе которого ic end caps that isolate them можно определить скорость from the casing and prevent коррозии, а также обнаруinfluence of electrochemical жение точечной коррозии в corrosion. скважины. Recently, PromHim-Sfera Цилиндрические или and its customer jointly conстержневые купоны предducted DCMS system field назначены для определения tests in both chemically treatстепени уменьшения прочed and untreated wells. ности на разрыв материаThese tests have been initiлов, находящиеся в скваated by the customer, since the жинных условиях. results of the simulation preИзогнутые купоны – это dicted corrosion rate of up to 12 пластинки, на которые окаmillimeters per year. Originally, ● Fig. 4. Curved plate coupons in a gravimetric system. зали воздействие по центру, it had been planned to use bac- ● Рис. 4. Изогнутые купоны-пластинки в гравиметрической системе. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ADVERTORIAL SECTION

terial analysis of samples taken from gasket rings, but later it was decided to use the system of corrosion monitoring in the wells. Well depth amounted to 4-6 kilometers. Wells and well depth for monitoring systems installation have been selected according to the data obtained on the basis of mathematical modeling. For the purpose of study, the 900-meter depth with the expected pressure of 13-24 MPa and a 1-hour measurement interval were selected. The temperature ranged between 65 and 95 C with a 5-percent CO2 content and the 23/8 inch pipe. The customer didn’t possess more detailed information on well specifications. The most important goal in installing DCMC and DCHA systems was to check the results obtained by means of mathematical modeling. In addition the following tasks were posed: ● Taking samples for bacterial analysis; ● Assessment of accuracy of data on corrosion rate received on the basis of modeling (12 millimeters per year at 914 meters depth); ● Assessment of corrosion inhibitor efficiency; ● Determination of duration of corrosion inhibitor exposure and injection method (continuous or dosed).

Field tests Two systems have been used for wells survey, placed at different depths of about 15 millimeters from each other. First DCMS was attached, then DCHA, as shown in Fig. 5. In addition Microcor corrosion monitoring system has also been installed on the surface to obtain additional data.

Field test results

MONITORING AND CONTROL что привело к их изгибанию. Данный способ используется для испытания подверженности материала коррозионному растрескиванию в скважинах. Все купоны помещаются в специальные держатели, имеющие концевые керамические колпачки для изоляции купона от корпуса и предотвращения влияния электрохимической коррозии. Недавно компания совместно с заказчиком провела полевые испытания системы DCMS в химически обработанных и необработанных скважинах. Данные испытания были инициированы заказчиком, так как по результатам моделирования была спрогнозирована скорость коррозии до 12 мм в год. Первоначально планировалось провести бактериальный анализ образцов с уплотнительных колец, но позже было принято решение об использовании системы мониторинга коррозии в скважинах. Глубина скважин составляла 4-6 км, согласно данным, полученным на основании математического моделирования, были выбраны скважины и глубины, в которых будут установлены системы мониторинга. Для исследования была выбрана глубина примерно 900 м, с ожидаемым давлением 13-24 МПа и интервалом измерения 1 ч. Температура в диапазоне 65-95 °С, содержанием СО2-5% и размер труб-23/8 дюйма. Более подробной информацией по техническим условиям в скважине заказчик не располагал. Самой главной целью установки системы DCMC и DCHA стала проверка результатов, полученных с помощью математического моделирования. Помимо этого были поставлены следующие задачи: ● взятие проб для бактериального анализа; ● оценка достоверности полученных данных о скорости коррозии по результатам моделирования (12 мм в год на глубине 914 м); ● оценка эффективности ингибитора коррозии; ● определение продолжительности воздействия ингибитора коррозии и метода впрыска (постоянный или дозированный).

After completing a five-week test, the bacterial analysis didn’t produce definite results whereas DCMS and Microcor data coincided. The Microcor system and well monitoring system data showed that corrosion rates were low at selected depths as opposed to modeling data. Since final conclusions hadn’t been made, it was decided to undertake Полевые испытания another, more detailed study. Для исследования скважин использовались две системы, разThe well tests that followed featured a broader interval for each treatment period: two weeks without treatment plus the initial two- мещенные на разной глубине приблизительно в 15 м друг от друга. Сначала был прикреплен DCMS, week period before putting the system into затем DCHA, как показано на рис. 5. operation in order to avoid exposure to Помимо этого на поверхности residual effects of the previous treatment. были установлены системы монитоTherefore, more time was given to adapt ринга коррозии Microcor для получеnine samples of the DCHA gravimetric sysния дополнительных данных. tem to downhole conditions. The second five-week series of study Результаты полевых in the same wells revealed similar results. испытаний This time, DCHA was also attached directПосле завершения пятинедельly after DCMS, to verify the data received ных испытаний бактериальный анаfrom DCMS. Fig. 7 and 8 clearly show that лиз не дал окончательных резульthe corrosion rate was less than 10 milliтатов, в то время как данные DCMS meters per year (0.25 millimeters). Samples и Microcor совпадали. Данные по analysis showed less than 3 millimeters per системе Microcor и системам мониyear (0.076 millimeters) corrosion mean торинга в скважине показали, что value. As expected, stainless steel samples темпы коррозии на выбранных глуare more resistant to corrosion than the ones бинах были низкими, что противореfrom carbon steel. The temperature was чило данным, полученным в резульsteady at 200 F (≈93 C). тате моделирования. Поскольку DCMS application clearly demonstratокончательные выводы не были сдеed the limitations that occur when only one ланы, решено было провести еще sample holder is used. Fig. 6 and 7 show одно, более детальное исследование. chemical treatment impact dynamics and Для следующих испытаний в doses weekly changes. скважине был установлен более длиThus, the data obtained from all three ● Fig. 5. DCMS и DCHA installation diagram. тельный промежуток для каждоmonitoring systems (DCMS, DCHA and ● Рис. 5. Схема установки систем DCMS и DCHA.

Oil&GasEURASIA

МОНИТОРИНГ И КОНТРОЛЬ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

го периода обработки: две недели без обработки, плюс первоначальный двухнедельный период перед вводом системы, чтобы избежать воздействия на него остаточного эффекта от предыдущей обработки. Таким образом, на адаптацию девяти образцов гравиметрической системы DCHA к среде внутри скважины отводилось больше времени. Второй пятинедельный цикл исследований, проведенных в тех же скважинах, показал аналогичные результаты. На 3/8/2013 3/15/2013 3/22/2013 4/1/2013 4/8/2013 4/15/2013 этот раз DCHA также прикреплялся сразу Date/Time - Дата/время за DCMS, чтобы подтвердить данные, Start date / Начало 3/6/2013 12:12:20 PM End date / Конец 4/18/2013 2:03:20 AM Metal loss / Потеря металла 0.5254 mm / мм Corrosion rate / Скорость коррозии 5.598 mpy / мм в год полученные от DCMS. На рис. 7, 8 отчетливо видно, что степень коррозии соста● Fig. 6. Metal loss and temperature data. вила менее 10 mpy (0,25 мм). Анализ ● Рис. 6. Данные по потере металла и температуре. образцов показал среднее значение коррозии менее 3 mpy (0,076 мм). Как и ожиTemperature / Температура Metal loss / Потеря металла Corrosion rate / Скорость коррозии далось, образцы из нержавеющей стали оказались более устойчивыми к коррозионному воздействию, чем углеродистая сталь. Температура устойчиво находилась на уровне 200 °F (≈93 °C). Применение DCMS наглядно продемонстрировало ограничения, возникающие при использовании только одного держателя образцов. На рис. 6, 7 показана динамика воздействия химической обработки и изменения дозировки по неделям. Таким образом, данные, полученные от всех трех систем мониторинга (DCMS, DCHA и Microcor), коррелировали, так что результаты не оставляли больше сомнений. Это позволило конечному потребителю провести анализ и выбрать 4/15/13 12:00 AM 3/4/13 12:00 AM 3/11/13 12:00 AM 3/18/13 12:00 AM 3/25/13 12:00 AM 4/1/13 12:00 AM 4/8/13 12:00 AM оптимальную схему обработки, продол● Fig. 7. Corrosion rate, metal loss and temperature data. жая исследование других необрабо-тан● Рис. 7. Данные по скорости коррозии, потере металла и температуре. ных скважин. Использование систем DCMS и Microcor) correlated, so that the results didn’t leave room for doubt. DCHA и системы Microcor продемонстрировало высокую эффекThis allowed the end user to make analysis and select the optimum тивность в вопросах, связанных с определением скорости корроtreatment scheme, continuing to study other untreated wells. зии в скважине. С помощью полученных данных можно точно оцеWell corrosion monitoring systems and Microcor systems use нить эффективность действия применяемого ингибитора корроdemonstrated its efficiency in matters related to corrosion rate deter- зии и рассчитать его необходимую дозировку. Кроме того, данные mination in wells. Using the acquired data it is possible to make a pre- системы помогли собрать больше ценной информации, что в дейcise assessment of corrosion inhibitor efficiency and calculate its ствительности происходит на различных глубинах скважины. В optimum dosage. Moreover, these systems have helped to collect свою очередь эти данные позволят более эффективно принимать more valuable information on what really happens at different well решения по выбору тех или иных мероприятий в скважинах, облаdepths. Consequently, these data will allow to make efficient decisions дающих сходными рабочими условиями. Расходы, потраченные in selecting measures for wells with similar operating conditions. The на данную систему, компенсируются повышением эффективноmoney spent on this system is compensated by the increased efficien- сти процедур обработки, уменьшением числа остановок и увелиcy of treatment operations, less downtime and longer production peri- чением срока эксплуатации. Возможные конфигурации не сводятods. Possible configurations aren’t limited to the examples described ся к вариантам, которые описаны в статье, скорее, демонстрируют in the article, they rather demonstrate these tools’ flexibility and indi- гибкость данных инструментов и индивидуальный подход, которые vidual approach, which can be efficiently combined with other corro- можно эффективно сочетать с другими системами мониторинга sion/erosion monitoring systems. коррозии/эрозии. These systems are already available for sale today. Данные системы доступны к продаже уже сегодня. Metal loss, mm / Потеря металла, мм

Temperature / Температура

Temperature, F / Температура (по Фаренгейту)

Metal loss / Потеря металла mm / мм and Corrosion rate / Скорость коррозии mpy / мм в год

Temperature, F / Температура (по Фаренгейту)

Metal loss / Потеря металла

www.promhim-sfera.ru Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

www.promhim-sfera.ru

MODERNIZATION

ADVERTORIAL SECTION

Targin Works for Development and Modernization «Таргин» держит курс на развитие и модернизацию Igor Konovalov

Игорь Коновалов

Qualitative Improvement and New Products

Качественное развитие и новые продукты

espite oil price plunging, some Russian oilfield services market players consider the crisis an opportune time. Thus, Targin oilfield service holding has launched in 2014 an ambitious 16.5 billion rubles equipment modernization program. Basically, drilling assets are retooled for new designs. As a result equipment reliability should be improved and work performance should be increased. The company has no plans to stop there – large scale project has been launched on technology development for new areas promising for Targin.

есмотря на стремительное падение цены на нефть, некоторые игроки нефтесервисного рынка России рассматривают кризис как время возможностей. Так, нефтесервисный холдинг «Таргин» в 2014 году запустил масштабную программу модернизации парка оборудования с объемом финансирования 16,5 млрд рублей. В основном, переоснащаются буровые активы. Результатом должны стать повышенная надежность оборудования и увеличение скорости выполнения работ. На этом в компании останавливаться не собираются – запущен масштабный проект технологического развития по новым для «Таргина» перспективным направлениям.

“We have set a course for technology development phase and the «Мы взяли курс на фазу технологического развития и становления development of innovative integrated service company. Our business is a современной сервисной интегрированной компании. Наш бизнес мульmulti-product one, but the existing business directions do not complete- типродуктовый, но имеющиеся направления не полностью закрываly cover the needs of our customers. The logical next step is the creation ют потребности наших клиентов. Логичный следующий шаг – создаof a broad and diversified line of products and offering integrated solu- ние широкой диверсифицированной линейки продуктов и предложение tions,” says CEO of Targin holding Kamil Zakirov. интегрированных решений», – говорит генеральный директор холдинга Cooperation is developed with Skolkovo Foundation, providing access «Таргин» Камиль Закиров. to new technology ideas at an early stage, and gaining Skolkovo support Развивается сотрудничество с Фондом «Сколково», что обеспечиваon infrastructure and project finance. ет доступ к новым технологическим идеям на ранней стадии и поддерж“Targin” is also a member of ку «Сколково» по инфраструктуре и финансированию group for import substitution at проектов. the Russian Ministry of Industry Также «Таргин» состоит в группе по импортозамещеand Trade on fracturing and well нию при Минпромторге России по гидроразрыву пласта completion. Creation and developи заканчиванию скважин. Создание и развитие систем ment of well completion systems is заканчивания скважин – в приоритете разработок комamong the company priorities. This пании. Речь идет как о классическом заканчивании, так includes both classical completions и многостадийном гидроразрыве пласта без разбуриваand multistage fracturing drilling ния элементов компоновки, с использованием систем without drilling out of BHA constitхвостовиков собственного производства. uent parts, with the use of liner sysАктивно развивается комплексное обслуживание tems of own production. ГРП: транспортная логистика, диспетчеризация работ, Fracturing integrated services услуги складской логистики, управление ТМЦ клиента, grow rapidly including: transport подготовка к ГРП, заключительные работы, утилизация logistics, works dispatching, wareотходов, обеспечение насосно-компрессорными трубаhouse logistics services, client’s ми и пакерной компоновкой. inventory management, preparaВ ближайшее время стартует производство буровых tion for fracing, final works, waste долот «Таргин Тарбит» на основе собственных разраmanagement, tubing pipes and боток. На сегодняшний день разработаны первые четыpackers supply. ре модели долот, ведется подготовка к запуску произTargin Tarbit drill bits production водства в промышленных объемах. Это важная новинка will start shortly on the basis of the в продуктовой линейке компании, предваряющая запуск company proprietary solutions. To долотного и интегрированного бурового сервисов. date, the first four bits models have В дополнение к вертикальному, горизонтальному been created, preparatory jobs are ● Operations are more efficient and safe with бурению и зарезке боковых стволов компания теперь under performance for the launch the new equipment. готова предложить услуги по наклонно-направленноof industrial production. This is an ● Работа с новым оборудованием му бурению, позволяющие строить более эффективные important new product in the com- эффективнее и безопаснее. скважины даже в сложных условиях. Применение высо-

Oil&GasEURASIA

МОДЕРНИЗАЦИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

pany product line, anticipating the коточных роторно-управляемых систем launch of bit and integrated drilling позволяет бурить скважины с самыservices. ми сложными траекториями, повышая In addition to vertical drilling, качество работы долот и оптимизируя horizontal drilling and sidetrackработу. ing the company is now ready to Еще одним важным осваиваемым offer services for directional drillсегментом является цементирование ing, providing more efficient well скважин. Надежная изоляция пластов construction even in complex осуществляется компанией «Таргин» environments. The use of preс помощью лаборатории цементных cision rotary steerable systems растворов и двух тампонажных флоenables drilling the most chalтов. Последние включают в себя, помиlenging well paths, improving the мо сопровождающего оборудования, quality of bit performance and цементировочные комплексы на шасси, optimizing operations. в том числе один комплекс с двухнасоAnother important segment ● The company expands advanced equipment fleet, including сной системой смешивания. is well cementing. Safe block coiled tubing units. Флот компании пополнили две squeeze is carried out by Targin ● Компания расширяет парк современной техники, в том числе новые установки с ГНКТ (тяговой силой by the means of cement slurries установок с ГНКТ. инжектора до 36 т), в том числе одна из laboratory and two fleets for plug них – с азотным комплексом для освоеoperations. In addition to accomния скважин «под ключ». panying equipment the fleets include cementing complexes on chassis; one of them is twin cementer. Устойчивое положение Two new coiled tubing (CT) units with 36 tons injector pulling capaciКризисные явления в отрасли, несомненно, сказываются на тактике ty have been added to the company’s fleet, one of them includes nitrogen компании, но «Таргин» оказался хорошо подготовленным к сложившейcomplex for turnkey well development. ся ситуации. Бизнес был вовремя реструктурирован и модернизирован, запущено развитие в верном направлении. Выручка и затраты холдинга исчисляются, в основном, в рублях, поэтому значительное падение курса Stable Position The crisis in the industry apparently affects the company tactics, but национальной валюты сказалось на результатах работы компании не так Targin found himself well prepared for the current situation. The busi- серьезно. В то время как затраты мировых мейджоров, на которых ориness has been restructured and modernized in time, developing in the ентируется «Таргин», привязаны к курсу доллара, и девальвация бьет по right direction has started. Holding revenues and expenses are main- этим компаниям особенно сильно. В результате освобождается сущеly in rubles, therefore, a significant depreciation of the national currency ственная часть рынка. В компании рассчитывают, что «Таргин» воспольdid not have a serious impact on the company’s operating results. While зуется шансом в полной мере и из кризиса выйдет одним из ведущих the expenses of global majors, which Targin looks up to, are tied to dol- игроков на рынке нефтесервисных услуг России. lar and devaluation hits these companies particularly hard. As a result, a substantial part of the market is being freed. The company expects that Обновление парка оборудования Targin will take a chance to fully come out of the crisis as one of the leadВ реализации поставленных целей серьезно поможет масштабное ing players in the Russian oilfield services market. обновление производственных мощностей, прежде всего, в бурении. Закуплены и запущены в работу пять 160-тонных мобильных буровых станков китайского производства ZJ-30. «Первичный анализ работы Equipment Retooling In achieving these goals large-scale retooling of production capacity этих станков показал, что время обслуживания и ремонта для них горазwill seriously help, especially in drilling area. Five 160-tons ZJ-30 mobile до меньше, чем для других станков», – говорит начальник отдела буреdrilling rigs of Chinese manufacturers have been purchased and put into ния АО «Таргин» Юрий Сергеев. Китайские станки специально разработаны для экспуатации в условиoperation. “Initial analysis has shown that repair and servicing time is much less for these rigs than for the other rigs,” says Targin Head of ях до -50 °С. Для повышения надежности используются адаптированные отопительные установки. Drilling Department Yuriy Sergeyev. Были модернизированы пять буровых установок отечественного проChinese rigs are specifically designed to operate under conditions изводства БУ 3000: заменены вышечно-лебедочные блоки, увеличена down to -50 C. Adapted heating systems are used to improve reliability. Five BU 3000 rigs manufactured in Russia have been upgraded: der- грузоподъемность установок до 250 тонн, полностью заменены все цепи rick units have been replaced, rigs load capacity has been increased up управления и рельсовые пути. Приобретен новый буровой станок УСПКto 250 tons, all the control circuits and rail tracks have been complete- 320 эшелонного типа. Станок оборудован верхним силовым приводом ly replaced. New USPK-320 train drilling rig has been purchased. The повышенной надежности производства Bentec, еще два подобных приmachine is equipped with Bentec high-reliability top drive, two similar вода установлены на модернизированные вышки УСПК-250. Используется и российское оборудование, при условии, что по качеtop drives more have been installed on upgraded USPK-250 rigs. Equipment manufactured in Russia is used as well on the conditions ству оно не уступает зарубежным аналогам. Например, закуплены 16 that it is highly competitive with foreign analogues. For example, 16 new новых блоков очистки бурового раствора, а также 16 блоков заготовки mud treatment units and 16 mud processing units based on advanced бурового раствора с использованием современных вихревых решений. Весь буровой инструмент был заменен на новый. Это не только vortex solutions have been purchased. All the drilling tools have been replaced by new ones. It is not only бурильные трубы диаметрами 89 и 127 мм для бурения основных и забуabout drill pipes with 89 mm and 127 mm diameters for the holes drill- ривания боковых стволов, но и специальное технологическое оборудоing and sidetracking, but special technological equipment – heavy drill вание – тяжелые бурильные трубы, ведущие буровые трубы, увеличенpipes, leading drill pipes, increased in length to increase the rate of pen- ные в длину для повышения скорости механической проходки и безаварийности при выполнении работ. etration and fail-safety during operations. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

DRILL PIPES

ADVERTORIAL SECTION

New Size-Type of Drill Pipe for Horizontal Drilling Новый типоразмер бурильной трубы для горизонтального бурения Alexey Vakhrushev, marketing and technical support manager Russia, Vallourec Drilling products Philippe Machecourt, marketing & technical support regional manager Europe-CIS-Africa-North Sea, Vallourec Drilling Products

Алексей Вахрушев, руководитель по маркетингу и технической поддержке в России, Vallourec Drilling products Филипп Машекур, региональный менеджер по маркетингу и технической поддержке, Европа-Африка, Vallourec Drilling Products

New Size-Type of Drill Pipe Especially Designed for Drilling Horizontals in Shale (“Shale Drill Pipe”)

Новый типоразмер бурильной трубы для горизонтального бурения

o reduce the chance of buckling initiation and improve hydraulics, Vallourec designed, patented and launched a new type of drill pipe, intended for replacing the standard 4” drill pipe in horizontal drilling applications.

ля снижения риска потери продольной устойчивости бурильной трубы компания Vallourec разработала и запустила в производство новый типоразмер, призванный заменить бурильную трубу диаметром 102 мм в бурении горизонтальных интервалов скважин.

To meet the challenges of drilling horizontal laterals in shale formations, engineers of Vallourec developed a new size type of drill pipe featuring improved buckling resistance, better hydraulics and increased torsional properties. The pipe was designed to replace 4” drill pipe in horizontal drilling applications. It features increased pipe body OD to 4 ¼” with similar to 4” wall thickness (0.330”). Tool joints of special “Dual OD” design are in the same size range as of 4” DP tool joints, so this tool fits all applications where 4” DP is stipulated by the drilling program. VAM Express™ connection was chosen for this pipe as it provides best torsional characteristics accompanied with serious improvement in hydraulics. Tool joints of “Dual OD” design for new drill pipe 4 ¼” feature 3” width hardbanding on both pin and box ends with increased thickness of each band to 4,75 millimeters. Increased thickness of hardbands provides larger pipe body standoff from the borehole walls. This results in reduction of the contact of the pipe and wellbore, thus reducing the wear of the pipe central part. Large standoff in the area of tool joints improves retrieval of cuttings by arranging flow of the drilling mud around and beneath the tool joint. Moreover, the increased diameter of the pipe body leads to slight increase of drilling mud velocity in an annulus, resulting in better cuttings transport. Drill string operating in a cleaner well, experiences less resistance to axial movement and rotation. Because of better cleaning one can expect up to 5 percent decrease in torque and drag compared to conventional string. The new pipe has VAM Express connection. It features patented thrust thread profile, reduced taper, elliptical shape of transition between

●

Fig. 1. New DP 4 ¼” with dual OD configuration.

Для борьбы с проблемами, возникающими при бурении горизонтальных отходов в сланцевых породах, инженеры Vallourec разработали новый типоразмер бурильной трубы, сочетающий повышенную продольную устойчивость, улучшенную гидравлику и увеличенную прочность на кручение. Труба предназначалась для замены СБТ 102 мм в горизонтальном бурении. Диаметр тела трубы был увеличен до 108 мм, при неизменной толщине стенки в 8,38 мм. Увеличение наружного диаметра увеличило момент инерции тела трубы – ключевой параметр повышения продольной устойчивости. Замок с так называемым «двойным наружным диаметром» имел НД как у стандартного замка для трубы 102 мм, поэтому новая труба СБТ 108 мм могла применяться во всех случаях, когда программой бурения предписано работать бурильной трубой 102 мм. В качестве соединения было выбрано VAM Express, поскольку оно обеспечивало наилучшую прочность на кручение при низком гидравлическом сопротивлении. Замки с «двойным НД» на новой СБТ 108 мм имели твердосплавные наплавки как на муфтовой, так и на ниппельной части замка. Толщина слоя наплавки была увеличена до 4,75 мм. Увеличенная толщина слоя наплавки обеспечивала больший зазор между телом трубы и стенками скважины, что снижало износ по центру трубы. Увеличенный зазор в районе замков способствовал лучшей очистке скважины за счет омывания замка потоком буровой жидкости со всех сторон, включая «лежачую» стенку. Увеличение наружного диаметра тела трубы приводило к небольшому увеличению скорости потока в затрубье, что, в свою очередь, давало улучшение очистки скважины. За счет меньшего количества шлама в скважине предполагаемое снижение сил сопротивления продольному перемещению и вращению, по сравнению с колонной стандартных СБТ 102 мм, могло достигать 5%. Новая труба имела соединение VAM Express, отличительными характеристиками которого являются патентован● Рис. 1. Новая СБТ 108 мм с «двойным НД». ный упорный профиль резьбы, Oil&GasEURASIA

БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ Extension, ft / Отход от вертикали, фут 0

TMD, ft / Расстояние по инструменту, фут

thread roots, increased area of shoulder contact and easy stabbing chamfer. The connection provides up to 100 percent increase of torsional strength/ make-up torque compared to API connections of the same OD/ID. This gives an opportunity to reduce OD, increase ID and increase torsional strength all in one time.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

1,000

2,000

3,000

4,000

1,000 2,000 3,000

5,000

6,000

уменьшенная конусность, эллиптический переход между основаниями зубьев, увеличенная площадь упорных торцев и фаска для легкой стыковки. Соединение обеспечивало увеличение прочности на кручение почти на 100% в сравнении с соединениями API с аналогичными НД и ВД. Это давало возможность снизить НД, увеличить проходное сечение и одновременно повысить прочность на кручение.

4,000 5,000

Полевые испытания в Западной Оклахоме (США)

6,000

Нефтедобывающая компания Peregrine Petroleum Partners в Западной Оклахоме провела полевые испытания бурильной трубы СБТ 108 мм в пяти скважинах. Решение проводить Field Testing in Shale 8,000 испытания было вызвано опасностью продолжения работ Drilling in Western колонной стандартных труб СБТ 102 мм, создававшей высоOklahoma 9,000 кое гидравлическое сопротивление и требовавшей работы на Peregrine Petroleum 10,000 режимах с давлением на стояке равным максимальному давPartners, an operator in Well 0 / Скважина 0: 4” лению буровых насосов. В дополнение к этому СБТ 102 мм Western Oklahoma decidWell 1 / Скважина 1: 4 ¼” были подвержены очень быстрому износу по центру тела, ed to use 4 ¼” SDP on a five вызванному потерей продольной устойчивости и высокиwell trial. This particular deci- ● Fig. 2. Typical profiles of 4” benchmark ми боковыми нагрузками на тело трубы. Предварительные sion was based on the existing and 4 ¼” test wells. расчеты показали, а дальнейшие испытания подтвердили, problem of elevated standpipe ● Рис. 2. Типовые профили эталонной (4”) что бурильная труба СБТ 108 мм имеет потенциал в решении pressure with a 4” drill string, и опытной (4 ¼”) скважин. этих и некоторых других проблем. which reached the standpipe В качестве эталонных скважин полевых испытаний pressure limitations of the rig. In addition, the 4” drill pipe suffered rapid and severe wear on the central были взяты три скважины, пробуренные колонной СБТ 102, с котоpipe body due to buckling and the large side forces that were generated. рыми сравнивались опытные скважины, пробуренные новым инструThis field trail indicated that the SDP pipe had the potential to solve sev- ментом СБТ 108 мм. СБТ 102 мм имели стандартные замки с соединением VAM Express VX39 с твердосплавной наплавкой на муфте. eral other drilling difficulties. The benchmark for the test consisted of three wells with convention- Различие между СБТ 102мм и СБТ 108 мм состояло в большем диаal 4” drill strings, and the test itself covered five subject wells which метре тела трубы и наличии «двойного наружного диаметра» у испыused the newly developed 4 ¼” drill pipe. 4” pipe had standard VAM туемой СБТ 108 мм. Бурение проводилось с середины 2014 по начало Express VX39 connection tool joint with hardbanding only on box side, 2015 на двух буровых установках. Все восемь скважин имели схожие the difference in drill pipe between 4” and 4 ¼” was the OD of the pipe программы бурения, и их целью являлся один и тот же углеводородbody and tool joint type, which was “Dual OD” in case of 4 ¼”. Drilling ный коллектор. took place between mid-2014 and early 2015 utilizing a two-rig program. All eight wells targeted the same reservoir and had similar drill- Результаты испытания ing programs. Новая бурильная труба СБТ 108 мм с замком VX39 с «двойным НД» в сравнении с обычной СБТ 102 мм и замком VX39 показала следующие преимущества: Test results New 4 ¼” drill pipe with VX39 dual OD tool joint compared to con- ● cнижение давления на стояке при бурении отвода на 24% одновреventional 4” drill pipe with regular VX39 tool joint provided the followменно со уменьшением подачи насосов на 12%; ing advantages: ● cнижение на 40% боковых усилий, приложенных к телу трубы, благодаря увеличению зазора между трубой и стенками скважины, что ● Standpipe pressure reduction when drilling lateral by 24 percent обеспечило пропорциональное сокращение износа центральной with pump rate decrease by 12 percent. части трубы и увеличение сроков службы; ● 40-percent reduction in side force by pipe body, due to bigger standoff, which provides proportional cut of central pipe body wear and ● «двойной НД» обеспечил увеличенный срок эксплуатации твердосплавlonger service life. ной наплавки и улучшение очистки скважины от шлама; ● Dual OD tool joint provides longer service life of hardbanding and ● меньше времени было затрачено на специальные мероприятия по better cuttings retrieval, which leads to a cleaner well. очистке, что снизило затраты непроизводительного времени, уменьшило расходы на химические реагенты и увеличило экономическую ● Less time spent in special cleaning operations reduce non-producэффективность проекта; tive time, reduce costs on cleaning chemicals and improve efficiency of the project. ● СБТ 108 мм на наклонном или горизонтальном участке способна передать на 10% больше осевой нагрузки на долото до наступления ● 4 ¼” drill pipe can transfer up to 10 percent more axial force to pro«баклинга». Это дало возможность увеличить скорости проходки; duce WOB before sinusoidal buckling initiation. This gives opportunity for further increase of ROP. ● СБТ 108 мм обеспечивает более высокий коэффициент запаса при работе на режимах, заложенных в проект под СБТ 102 мм. Это снизи● 4 ¼” drill pipe provides larger safety coefficient when operating in ло риски аварий и повысило безопасность работ. conditions similar to 4”. This improves the overall safety and minimizes the risk of drilling incidents. 7,000

Заключение Conclusion New 4 ¼” drill pipe with VX39 dual OD tool joint provides better performance compared to standard 4” drill pipe and can be recommended for application in horizontal and directional wells. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новая СБТ 108 мм с замком VX39 с «двойным НД» показала лучшие характеристики в сравнении со стандартной трубой СБТ 102 мм, и может быть рекомендована для проектов бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин.

Только до 31 декабря 2015 года Наш журнал предлагает подписку на 2016 год

СО СКИДКОЙ 10%

СТАНДАРТНАЯ ЦЕНА

✗ ✗ 2016 ✗

ПОДПИШИТЕСЬ! НА ЖУРНАЛ «НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ» OIL&GAS EURASIA

12.910 руб. 12. 12.91

Печатная версия

11.619 руб.

15.576 руб. 15.5

Электронная версия

14.018 руб.

21.364 руб. 21. 21.3

Комбинированная версия (печатная + электронная)

19.227 руб.

Профессионалы доверяют нам • Актуальные репортажи с мест событий. • Двуязычный формат — естественный «языковой мост» для российских специалистов и иностранцев, работающих в России и СНГ. • Среди постоянных читателей нашего издания — руководители среднего и высшего звена, специалисты по развитию бизнеса, техническим вопросам, а также главные инженеры, руководители предриятий и IT-служб. • Мы информируем вас о новых технологиях и возможностях их практического применения.

84552 – наш индекс в каталоге «Газеты. Журналы» агентства «Роспечать»

ЛЬГОТНАЯ ЦЕНА