September-October 2015

#9-10 2015 SEPTEMBER-OCTOBER СЕНТЯБРЬ-ОКТЯБРЬ

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

NOV на финишной прямой

NOV Nears Home Straight

Компания вскоре откроет новый завод по производству БУ

New Rig Plant in Russia to Open Soon p. / стр. 16

p. / стр. 38

Tech Trends p. / стр. 8 Новые технологии

Gazprom Neft to Upgrade gradde C Catalyst attallystt M Manufacturing anuffactturiing in Omsk Refinery

The latest cutting-edge tech solutions Передовые разработки и решения для отрасли

«Газпром нефть» проведет модернизацию производства катализаторов на Омском НПЗ

É‹É‚É‹ÉŒČżÉ†É• É‰ÉˆČžČźČżÉ‹É„É‚ É?ČźÉˆÉ‹ÉŒÉˆČźÉ‚É„ÉˆČź

ÇŽÇŻÇżÇźÇšČŒČ€ÇťÇŽ Č? ǰǟDzǟ Çś ǹǎǾǟǹdzǞǺdzȀǜȅǝǟǿȀȊ

ɇɚɲɚ ɍɢɍɏÉ&#x;ÉŚÉš ɊɨɞɜÉ&#x;ɍɤɢ ÉŻÉœÉ¨ÉŤÉŹÉ¨ÉœÉ˘É¤É¨Éœ ɤɼɚɍɍɚ ŠɊɪÉ&#x;ɌɢɭɌª ÉŤÉŠÉŞÉšÉœÉ˘ÉŹÉŤÉš ÉŤ ɍɚɌɾɌɢ ÉŤÉĽÉ¨É É§ÉľÉŚÉ˘ ÉŤÉ¤ÉœÉšÉ É˘É§É§ÉľÉŚÉ˘ É­ÉŤÉĽÉ¨ÉœÉ˘ÉšÉŚÉ˘

Č ČœČ›Č›ČŠ

Çť Čš

Ɍɼɧ ÉŽÉ­É§ÉŹÉ¨Éœ

Ɏɭɧɏɨ ÉŽÉ­ÉŹÉ¨Éœ

ɊɨɞɜÉ&#x;ɍɧɚɚ ɍɊɨɍɨɛɧɨɍɏɜ

ɌɚɤɍɢɌɚɼɜɧɾɣ ɤɪɭɏɚɳɢɣ ɌɨɌÉ&#x;ɧɏ

ǺǽȎ

204°C ƒ)

Ɏɭɧɏ ɤɜ ɞɸɣɌ

ɌɚɤɍɢɌɚɼɜɧɨÉ&#x; ÉžÉšÉœÉĽÉ&#x;ɧɢÉ&#x; É?É&#x;ÉŞÉŚÉ&#x;ɏɢɥɚɰɢɢ

ɌɚɤɍɢɌɚɼɜɧɚɚ ÉŹÉ&#x;ÉŚÉŠÉ&#x;ɪɚɏɭɪɚ

‹ :HDWKHUIRUG ȟɍÉ&#x; ÉŠÉŞÉšÉœÉš ɥɚɳɢɳÉ&#x;ɧɾ

\.. \.. \.. É?ɥɧɚɏɜ ɨ ɏɨɌ ɤɚɤ ɞɚɧɧɾÉ&#x; ɯɚɪɚɤɏÉ&#x;ɪɢɍɏɢɤɢ ɌɨÉ?É­ÉŹ ɊɨɌɨɹɜ ÉœÉšÉŚ Ɋɪɢ É˘ÉŤÉŠÉ¨ÉĽÉśÉĄÉ¨ÉœÉšÉ§É˘É˘ ÉœÉľÉŤÉ¨É¤É¨ÉˇÉŽÉŽÉ&#x;É¤ÉŹÉ˘ÉœÉ§É¨ÉŁ ɍɢɍɏÉ&#x;ÉŚÉľ ÉŻÉœÉ¨ÉŤÉŹÉ¨ÉœÉ˘É¤É¨Éœ ,QWHJUD/LQH™ ÉŤ ÉŹÉ&#x;ɯɧɨɼɨÉ?ɢÉ&#x;ÉŁ É¨É›É ÉšÉŹÉ˘Éš ÉŚÉ¨É É§É¨ ɧɚ ɍɚɣɏɚɯ weatherford.com/integraline ɢ weatherford.ru

ȝɭɪÉ&#x;ɧɢÉ&#x; ɢ ɨɰÉ&#x;ɧɤɚ Ɋɼɚɍɏɚ

|

ɋɏɪɨɢɏÉ&#x;ÉĽÉśÉŤÉŹÉœÉ¨ ÉŤÉ¤ÉœÉšÉ É˘É§

|

É ÉšÉ¤ÉšÉ§ÉąÉ˘ÉœÉšÉ§É˘É&#x; ɢ ɢɧɏÉ&#x;ɧɍɢɎɢɤɚɰɢɚ

|

Ȟɨɛɾɹɚ

ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Cheap Oil Encourages Companies to Refocus Ahead of Turnaround Дешевая нефть подталкивает компании к смене курса перед очередным поворотом в отрасли Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

I

just flew into Moscow from Houston where you can buy gasoline these days for half of what it cost 18 months ago. But, Houstonians are not happy. Cheap gasoline means low oil prices and low oil prices are hurting the economy in Texas.

It is the same story in California where I just spent 10 days leading a delegation of oilfield managers – all heads of production operations of various fields in West Siberia – around the Bakersfield area. (Our trip to California was yet another of the Oil&Gas Eurasia “Technology Excellence Tours”. Write to me at p.szymczak@ eurasiapress.com if your company is interested in training and travel outside of Russia. We currently offer programs in the United States and Canada, Brazil, Colombia, Argentina and China.)

In California we visited the Kern River oilfield, which has been producing for 118 years. It is the fourth largest oilfield in the United States.

As in Texas, many oilfield equipment manufacturers and service providers in Southern California are laying-off workers and scalingdown their operations. Oilfield businesses that are thriving have more diversified business plans that apply some of the same oilfield technologies to other industries such as water production.

So Russia – you aren’t alone. Saudi Arabia wants to kill as much as possible U.S. shale oil production and it seems to be doing just that. Fortunately, economies such as those of Texas and California are so highly diversified that a slowdown in one sector – even one as important as oil – is not devastating.

Also, the oil industry in the United States has been through other downturns. In terms of layoffs, engineers are keeping their jobs, because companies understand that engineers are the key to success in any future upturns.

Also, big companies are hunting for acquisitions to strengthen their business when the economy turns around. Since U.S. shale oil has been largely produced by small independent companies, the bigger oil companies are now looking to buy cheap access to reserves out of the bankruptcy of smaller companies.

The most recent Baker Hughes rig count tells the story. Take a look at the chart. Drilling is down globally but the decline in the United States is by Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Я

только что прилетела в Москву из Хьюстона, где сегодня бензин стоит вдвое дешевле, чем полтора года назад. Но жители Хьюстона не очень-то этому и рады. Дешевый бензин подразумевает низкие цены на нефть, а они не совсем хороши для экономики штата Техас. Та же история в Калифорнии, где я провела 10 дней в Бейкерсфилде, возглавляя делегацию российских нефтяников-руководителей НГДУ на различных западносибирских месторождениях (это была очередная поездка в рамках проводимых НГЕ обучающих туров в области передовых технологий. Если вашей компании интересны такие туры, напишите мне по адресу p.szymczak@eurasiapress.com. Сегодня мы предлагаем программы в США, Канаде, Бразилии, Колумбии, Аргентине и Китае). В Калифорнии мы посетили месторождение Керн Ривер, добыча на котором ведется уже 118 лет. Это четвертое по величине месторождение США. Как и в Техасе, многие производители технологического оборудования и нефтепромысловые сервисные компании Южной Калифорнии сокращают численность персонала и снижают свою активность. Успешными остаются те нефтепромысловые компании, которые диверсифицируют бизнес-планы, используя свои технологические наработки в других областях, например, в системах подготовки и очистки воды. Так что Россия не одинока. Саудовская Аравия стремится максимально повлиять на снижение добычи сланцевой нефти в США, и, похоже, только этим и занимается. К счастью, экономики Техаса и Калифорнии настолько сильно диверсифицированы, что замедление развития одного сектора – даже столь важного, как нефтяной – их не разрушит. Нефтяная отрасль США и ранее переживала спады. Даже когда персонал сокращают, инженерно-технические работники остаются у дел, так как компании понимают, что инженеры сыграют ключевую роль при последующем оживлении в отрасли. Когда происходят резкие изменения в экономике, крупные компании стремятся к поглощению других игро-

1

PUBLISHER’S LETTER

#9-10 September-October 2015

ков с целью укрепления бизнеса. Поскольку сланцевую нефть США, в основном, добывают небольшие Total Intl. / Latin Middle Total независимые компании, крупные Asia Итого в America / Europe / Africa / East / / U.S. / World / / мире (без Canada игроки нефтяного бизнеса теперь Латинская Европа Африка Ближний Pacific Канада США Итого в АТР США и Америка Восток мире стремятся получить доступ к ресурКанады) 2015 сам по привлекательной цене из-за Jan. / январь 351 128 132 415 232 1258 368 1683 3309 банкротств мелких компаний.

Feb. / февраль 355 133 132 415 240 1275 363 1348 2986 Интересна свежая статистика March / март 351 135 125 407 233 1251 196 1110 2557 компании Baker Hughes по количеApril / апрель 325 119 120 410 228 1202 90 976 2268 May / май 327 116 100 398 217 1158 80 889 2127 ству буровых установок (см. граJune / июнь 314 113 103 401 215 1146 129 861 2136 фик). Объемы бурения в мире сниJuly / июль 313 108 94 391 212 1118 183 866 2167 жаются, при этом в США это сниAug. / август 319 109 96 393 220 1137 206 883 2226 жение составляет более 50%, что Avg. / сред.

332 120 113 404 225 1193 202 1077 2472 2014 существеннее мирового тренда. Это Jan. / январь 401 126 139 403 256 1325 504 1769 3598 показывает ту роль, которую играFeb. / февраль 400 132 154 396 259 1341 626 1769 3736 ют независимые нефтяные компаMarch / март 406 148 132 401 258 1345 449 1803 3597 April / апрель 403 151 136 407 252 1349 204 1835 3388 нии в добыче сланцевой нефти в May / май 404 149 140 414 243 1350 162 1859 3371 США.

June / июнь 398 147 123 425 251 1344 240 1861 3445 По прогнозам портала Oilpro.

July / июль 407 153 137 432 253 1382 350 1876 3608 com, в следующем отчете Baker Aug. / август 410 143 125 406 255 1339 399 1904 3642 Avg. / сред.

397 145 134 406 254 1337 380 1862 3578 Hughes можно ожидать, что впервые с 2003 года в США будет меньSOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES ше 800 наземных буровых устаноmore than half – significantly higher than anywhere else in the world. This is вок. Предполагается, что снижение продолжится и в 2016 году при падеa reflection of the role that independent oil companies played in the devel- нии цены сорта WTI ниже отметки $40 за баррель (WTI – это West Texas Intermediate, марка нефти, которая добывается в штате Техас, используopment of U.S. shale.

And the Oilpro.com is predicting that the next Baker Hughes rig count ется в качестве эталонного показателя уровня цен в США, как нефтяная will show U.S. land rigs falling below 800 rigs for the first time since 2003. смесь Urals в России). В частности, для независимых добывающих компаний это будет ознаTrends suggest that the deterioration will continue into 2016 as WTI prices slide into the $40 a barrel level (WTI stands for West Texas Intermediate and чать дальнейшее сокращение расходов, считают в Oilpro.com. Как сообis the price benchmark in the United States, similar to Urals blend in Russia.) щает портал, «группа независимых компаний потратит в 2016 году значиOilpro.com suggests this will mean continued cuts in spending by inde- тельно меньше, чем в этом году. Бюджет 2015 года сократился примерpendent producers in particular. It writes that “independents as a group will но на 45% по отношению к прошлогоднему. Мы предполагаем, что в 2016 spend significantly less in 2016 than they did this year. 2015 budgets fell году расходы снизятся еще на 20-25% по отношению к текущему уровabout 45 percent year-on-year. We now believe 2016 spending could fall a ню. Наш прогноз на 2016 год основан на предположении, что расходы на further 20-25 percent from current levels. Our 2016 estimate is informed by разведку и добычу снизятся примерно так же, как операционный поток от our belief that exploration and production spending will fall closer to operat- текущей деятельности в следующем году». Иными словами, в следующем году добыча будет финансироваться из ing cash flow levels next year. “ In other words, next year production activities will be funded out of oper- бюджета компаний. В сфере нефтепромыслового сервиса сейчас много говорится о приобating budgets.

On the oilfield services side the main talk on the street these days is ретении Halliburton крупного конкурента в лице Baker Hughes. Для заверHalliburton’s acquisition of Baker Hughes. To complete the merger, шения сделки Halliburton продает за $5,2 млрд дублирующиеся, то есть Halliburton is selling off $5.2 billion in businesses that are duplicated within ненужные новой объединенной компании, структурные подразделения. the two structures or otherwise not necessary to the new combined compa- Покупателям интересны эти активы. Ясно, что некоторые небольшие серny. Buyers are lining up to purchase these assets. It is therefore certain that висные компании будут укреплять позиции на рынке как игроки «второго some smaller service companies will be strengthening their position on the эшелона», предлагая себя в качестве альтернативы по выполнению серmarket to form a “second tier” of oilfield services as an alternative for small- висных субпроектов таким гигантам, как Halliburton и Schlumberger. В России, как я писала в июньском номере НГЕ в интервью с главой er jobs to the giants, Halliburton and Schlumberger.

In Russia, as I wrote in June in my interview with Targin CEO Kamil компании «Таргин» Камилем Закировым, есть похожие идеи по объедиZakirov, there are similar thoughts to combine key business lines of several нению ключевых бизнес-направлений нескольких российских сервисRussian services companies to also form a “second tier” to perform routine ных компаний для формирования «второго эшелона» для выполнения services including integrated project management. In short, while the down- стандартных операций, включая интегрированное управление проектаturn may be painful in many ways it also has its positive aspects in that the ми. Короче говоря, хотя спад во многом воспринимается болезненно, у industry is slimming down and reorganizing for a turnaround that will – as it него есть и положительная сторона, дальнейшая оптимизация и реорганизация отрасли как это происходит при цикличном развитии экономики. does in every business cycle. Между тем, я надеюсь, что вам понравится наш сентябрьский номер, Meanwhile, I hope you enjoy our September issue, which features our cover sponsor, NOV and a special section devoted to NOV’s world-class в котором мы рассказываем о NOV, компании с обложки. Специальный rig manufacturing plant in historic Kostroma region on the Volga River. The раздел посвящен производству NOV буровых установок мирового уровня в Костромской области. Открытие завода запланировано на конец года. plant is scheduled for opening by yearend. Снимаю шляпу перед теми, кто сквозь призму сегодняшних не очень So hats off to the long term thinkers who see beyond today’s not so good news to the turn around that will come – as it always does. And stay with хороших новостей предвидят, что все изменится – как это всегда бываOGE and www.oilandgaseurasia.com as we move into the autumn and win- ет. Оставайтесь с НГЕ и www.oilandgaseurasia.com наступающей осенью и зимой. ter months.

Rotary rig count Подсчет буровых установок

2

Oil&GasEURASIA

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

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Cheap Oil Encourages Companies to Refocus Ahead of Turnaround Дешевая нефть подталкивает компании к смене курса перед очередным поворотом в отрасли TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ STATISTICS | СТАТИСТИКА

1

8

54

DRILLING RIG MANUFACTURING ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК

NOV Gears Up for Rig Plant Launch in Central Russia OGE visits the facility only a couple of months before the opening ceremony

NOV готовится к запуску завода буровых установок в России

16

Корреспонденты НГЕ побывали на стройплощадке за считанные месяцы до официального открытия Standing at the right bank of the Volga River in the central Russian region of Kostroma, 76 hectares of dense birch forest behind them, a group of top NOV executives had a decision to make. It was early 2011 and they were on a tour looking for a site for NOV’s future drilling rig plant. Earlier that day, they were offered to convert an old factory on the outskirts of Kostroma that used to manufacture pistons for truck engines. NOV turned down the offer and asked if there were any other locations available. Now they were there. This time, the answer was a unanimous “yes”. Стоя на правом берегу Волги в Костромской области, пока за ними на территории в 76 га простирался густой березовый лес, руководители NOV должны были принять решение. На дворе стоял 2011 год, и топ-менеджерам компании предстояло определиться с местом строительства будущего завода по производству буровых установок. Чуть раньше в тот же день им предложили реконструировать старый завод на окраине Костромы, когда-то выпускавший поршни для двигателей грузовиков. Представители NOV отвергли это предложение, и поинтересовались, есть ли другие варианты. Теперь они оказались здесь, и в этот раз ответом было единогласное «да».

DRILLING RIG MANUFACTURING | ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК

Rig Design Chief Roman Ivanov: “Our Main Job Is to Reduce Drilling Cycle”

Начальник отдела инжиниринга Роман Иванов:

26

«Наша главная задача – сокращение цикла бурения»

Volgorechensk Mayor Yuri Makov: “Good Luck with Launch!”

Мэр Волгореченска Юрий Маков:

30

«Удачного пуска!»

Murat Gören: “You Can’t Buy Experience”

Мурат Герен:

36

«Опыт не купишь» CATALYSTS | КАТАЛИЗАТОРЫ

Gazprom Neft Upgrades Catalyst Manufacturing in Omsk «Газпром нефть» модернизирует производство катализаторов в Омске

40

OIL PRICES | ЦЕНЫ НА НЕФТЬ

How Realistic Is $100 Oil Era Comeback Вернется ли эпоха нефти по $100 за баррель 4

48

Oil&GasEURASIA

#9-10 September-October 2015

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION EXPANDABLE SYSTEMS | РАСШИРЯЮЩИЕСЯ СИСТЕМЫ

LUKOIL Western Siberia, Povkhneftegaz and NewTech Services Successfully Carry Out Insulation of Oil Well Casing Leak Sections with Use of Expandable Systems

56

ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь», ТПП «Повхнефтегаз» и «НьюТек Сервисез» успешно осуществили изоляцию интервалов негерметичностей эксплуатационных колонн нефтяных скважин с помощью расширяемых систем PIPE CONNECTIONS | ТРУБНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ

Vallourec Double Shoulder Connections: Application Results in Russia Двухупорные резьбовые соединения бурильных труб Vallourec – опыт применения в России

62

LINER SYSTEMS | СИСТЕМЫ ХВОСТОВИКОВ

Zero Fluid and Gas Leakage Абсолютная водо- и газогерметичность

66

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ «Три Моря» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка «Weatherford» . . . . . . . . . . . . . . . .Front inside Cover / 2-я обложка «Газпром бурение» . . . . . . . . . . . . Back inside Cover / 3-я обложка CARBO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Heliport . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 «Газпром нефть» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21, 23

PUBLISHER & EDITORIAL DIRECTOR Pat Davis Szymczak p.szymczak@eurasiapress.com

ИЗДАТЕЛЬ, РЕДАКЦИОННЫЙ ДИРЕКТОР Пэт Дэвис Шимчак p.szymczak@eurasiapress.com

EDITOR-IN-CHIEF Bojan Šoć soc@eurasiapress.com

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Боян Шоч soc@eurasiapress.com

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА / ТЕХНОЛОГИИ Елена Жук edit@eurasiapress.com

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

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУ Петр Дегтярев design@eurasiapress.com

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

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

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex COVER PHOTO Pyotr Degtyarev TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina m.alyoshina@eurasiapress.com

ОТДЕЛ ПРОДАЖ РЕКЛАМЫ / РОССИЯ Марина Алешина m.alyoshina@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

66

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

WNOG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 Zirax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 «Ингеосервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 «РЕАМ-РТИ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 Cometto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 Exxon Mobil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49, 50 Valourec . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 Kerui . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

U.S. SALES OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640 EUROPEAN SALES Georgia Williams sales@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 Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate #77-16277.

OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: 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: 8,000 © 2015, Eurasia Press, Inc. (USA) 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 «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 8 000 экз.

ISSN 1812-2086 © 2015, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

e-mail: info@eurasiapress.com

Oil&GasEURASIA

#9-10 September-October 2015

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Baker Hughes announced the commercial release of its Integrity eXplorer™ cement evaluation service: a radical change in the evaluation of the cement integrity of oil and gas wells. Existing evaluation techniques, which have been used for over 30 years, are acoustic-based and may not provide the accuracy needed when faced with some of today’s challenges.

This new electromagnetic-acoustic technology allows operators to directly assess the integrity of cement bonds in any current wellbore environment or cement mixture.

Operators in the upstream sector rely on the accuracy of cement-bond logs to make critical decisions that can affect long-term well integrity and the environment. While cement compressive strength has typically been used as a key indicator of cement quality, today’s challenging environments require a more detailed assessment. The Integrity eXplorer service provides operators with accurate and comprehensive data about the properties of the respective cement – thereby enabling them to make critical decisions to help protect their assets, reduce non-productive time, and minimize unnecessary remediation.

The Integrity eXplorer service is the latest example of Baker Hughes’ strategy to improve well efficiency, optimize production and increase ultimate recovery.

Baker Hughes предложила новую передовую технологию оценки качества цементирования SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Baker Hughes Introduces Revolutionary Technology for Cement Evaluation

In close cooperation with SNAM, the ROSEN Challenging Pipeline Diagnostics Division was able to provide a tailored inspection solution for an ultra-low flow pipeline. The specific challenges for this particular solution were primarily the extremely low operating conditions, as low as 0.1 meters per second, significantly increasing the risk of a stationary tool.

The solution revolved around a customized pull unit which provided optimum sealing. In addition, a low friction magnetizer was used to reduce the risk of a stationary tool due to bypass.

Finally, the total inspection time was extended by installing additional batteries in the pull unit.

As ROSEN carried out the inspection service valuable integrity data was col-

8

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

PHOTO / ФОТО: ROSEN

ROSEN Group Creates Solution for Ultra-Low Flow Inspection

Baker Hughes объявила о выходе на рынок новой услуги Integrity eXplorer по оценке качества цементирования, кардинально изменяющей подход к контролю герметичности цементного кольца в нефтяных и газовых скважинах. Существующие методики оценки, используемые на протяжении более 30 лет, основаны на применении акустики и не всегда обеспечивают высокую точность, требуемую сегодня. Новая электромагнитно-акустическая технология позволяет операторам напрямую оценивать целостность сцепления цемента в любых скважинных условиях и при использовании любых цементных растворов. В добывающих компаниях принимают решения, которые могут повлиять на целостность скважины и безопасность окружающей среды, базируясь на точности данных акустического каротажа, проводимого для оценки качества цементирования. В качестве ключевого индикатора качества цемента использовался предел его прочности на сжатие, однако сегодня усложняющиеся скважинные условия требуют более детальных оценок. Услуга Integrity eXplorer обеспечивает операторов точными и исчерпывающими данными о свойствах соответствующего цемента, тем самым обеспечивая возможность принимать важные решения, помогающие защитить активы, снизить непродуктивное время и минимизировать ненужные восстановительные работы. Услуга Integrity eXplorer является последней разработкой Baker Hughes в рамках ее стратегии по увеличению продуктивности скважин, оптимизации добычи и повышению конечной нефтеотдачи.

Oil&GasEURASIA

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

ROSEN Group разработала решение по контролю сверхнизкого объема перекачки без потери качества

lected which allowed SNAM to continue the safe operation of their pipeline. ROSEN’s low flow solution did not impact the operation of the pipeline at all, while no compromise was made on the inspection quality.

Rosgeologia Сontinues Offshore Geological Studies in the Arctic

Росгеология продолжает геологическое изучение арктического шельфа Росгеология выполнила более 60% полевых работ по проведению комплексной аэрогеофизической съемки масштаба 1:500 000 с целью создания современной геологогеофизической основы слабоизученной высокоперспективной на нефть и газ области Восточной Арктики (шельфа и сопредельного глубоководья). Исследования ведутся в рамках государственного контракта. Непосредственным исполнителем выступает дочернее общество холдинга – морское геологическое предприятие «Севморгео» из СанктПетербурга. Проект предполагает изучение северной части Восточно-Сибирского моря и прилегающего глубоководного осадочного бассейна за пределами участков действующих лицензий. Площадь подлежащей исследованиям территории – 215 км², объем аэрогеофизических работ – не менее 55 тыс. погонных км. В период проводимых полевых работ необходимо обеспечение навигации с применением двухсистемных (GPS и ГЛОНАСС) многочастотных приемников GNSS для обеSOURCE: ROSGEOLOGIA / ИСТОЧНИК: РОСГЕОЛОГИЯ

Rosgeologia has completed over 60 percent of field operations involving airborne geophysical surveying at a 1:500,000 scale with a view to creating an advanced geological and geophysical base of the understudied Eastern Arctic region which is highly prospective for oil and gas (shelf and adjacent deep water area). Conducted under a government contract, the study will be undertaken by Rosgeologia’s subsidiary Sevmorgeo, a St. Petersburg-based marine geological company.

The project provides for studying the northern part of the East Siberian Sea and the adjacent deep-water sedimentary basin outside the areas of current licenses. The area to be studied totals 215 square kilometers, the volume of airborne geophysical operations covers at least 55,000 linear kilometers.

Field operations will require using dual (GPS and GLONASS) GNSS multi-frequency receivers to ensure that geographic reference during airborne surveying in high latitudes is accurate. Airborne magnetometry is achieved by monitoring variations of the Earth’s magnetic field in the work area, subsequently, to be factored in during geophysical data calibration.

“Inclement weather notwithstanding, all studies in the area are slightly ahead of schedule”, said Rosgeologia chief for administering hydrocarbon exploration projects Oleg Korchagin. “Once field operations are over, a fully-fledged geophysical base will be created enabling geological studies and development of the region's oil and gas resources. It will comprise new-generation digital maps of gravitational and magnetic fields. Current digital mock-ups of potential fields and their transformants will be created, forming the basis for a layout of hydrocarbon prospects, and recommenda-

В тесном сотрудничестве с компанией SNAM подразделение компании ROSEN, занимающееся диагностикой трубопроводов, предложило решение по контролю объема перекачки, адаптированное к условиям трубопроводов со сверхнизкими показателями объема перекачки. Специфические сложности в данном случае представляли медленнодействующие, вплоть до 0,1 м/c, условия эксплуатации, значительно увеличивающие риск для невращающегося инструмента. В основе предлагаемого решения лежит разработанное с учетом специфики условий тянущее устройство, в котором герметичность обеспечивалась оптимальным образом. Кроме того, использовалось намагничивающее устройство с низким коэффициентом трения для снижения риска для невращающегося инструмента посредством применения байпаса. В конечном счете общее время контроля увеличилось с установлением дополнительных батарей в тянущем устройстве. В процессе проведения контроля компанией ROSEN были собраны важные данные, позволившие SNAM продолжить безопасную работу трубопровода. Решение ROSEN практически не повлияло на работу трубопровода, при этом сохранился уровень качества контроля.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

9

TECH TRENDS tions worked out regarding further offshore studies in the East Siberian Sea.” Findings will also be used to compile 1000/3 state geological map sheets and generate additional arguments to validate the external border of Russia’s continental shelf in the Arctic in the key region where the Mendeleyev Rise meets the adjacent shelf. The studies under the contract are to be completed by year-end.

Yokogawa Releases Enterprise Pipeline Management Solution Yokogawa Electric Corporation announces the release of the Enterprise Pipeline Management Solution (EPMS), a modular software suite that is the product of our over 20 years of practical experience in implementing pipeline management solutions across the globe.

Developed for deployment at the heart of the pipeline operations management environment, the EPMS supplements the basic pipeline management system with specific gas and liquid applications that enable a pipeline operator to manage delivery contracts and associated logistics in a timely and energy-efficient manner. With a SCADA platform covering monitoring, alarming, trending, and reporting, the EPMS handles functions such as metering, batch scheduling and tracking, leak detection, and energy management within the same unified user environment.

Gazpromneft-Muravlenko Starts Testing New Pipeline Rehabilitation Technology

10

#9-10 September-October 2015

спечения точной привязки при проведении аэросъемки в высоких широтах. Аэромагнитометрическая съемка обеспечивается контролем за вариациями магнитного поля Земли в районе работ для последующего их учета при увязке геофизических данных. «Несмотря на неблагоприятные климатические условия в районе проведения работ, все исследования проходят с небольшим опережением намеченного графика, – отметил начальник управления ОАО «Росгеология» по администрированию геологоразведочных проектов на УВС Олег Корчагин. – По итогам проведенных полевых работ будет создана полноценная геофизическая основа для геологического изучения и освоения нефтегазовых ресурсов рассматриваемого региона, включающая карты гравитационного и магнитного полей нового поколения, выполненные в цифровом формате. Будут построены актуализированные цифровые модели потенциальных полей и их трансформантов, на их основе будет составлена схема размещения перспективных на углеводороды участков, выработаны рекомендации по дальнейшему изучению шельфа Восточно-Сибирского моря». Результаты работ также будут использованы при составлении листов Госгеолкарты-1000/3 и при выработке дополнительных аргументов для обоснования внешней границы континентального шельфа России в Арктике в ключевом регионе – в зоне сочленения поднятия Менделеева с прилегающим шельфом. Исследования по контракту должны завершиться до конца этого года.

В «Газпромнефть-Муравленко» стартовали испытания новой технологии восстановления трубопроводов

Gazpromneft-Muravlenko has started pilot testing of new pipeline rehab technology with the use of Fiberspar LinePipe on Sutorminskoye field (Yamal-Nenets Autonomous District) in mid-August. The method evolves around the placement of a polyethylene pipe of smaller diameter into the cavity of the main steel pipeline, thus increasing service life of the reconstructed pipeline by 2.5 times.

About 1,200 meters of field pipeline and two sections of pipe header with the total length of 100 meters have been repaired with the use of new technology. During the tests GazpromneftMuravlenko specialists will conduct diagnostics of the repaired infrastructure sections and will give an opinion on the technology application efficiency.

The main advantage of the new pipeline rehab method is a trenchless access the objects, which significantly reduces groundworks and repair operations cost and eliminates technological environmental impact.

Since 2011 GazpromneftMuravlenko is GazpromNeft’s Competence Center on pipeline use. In summer of 2015 Gazpromneft-Muravlenko started large-scale testing of new corrosion inhibitors, which significantly reduce the risk of pipeline systems integrity loss.

PHOTO: GAZPROMNEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

На Суторминском месторождении (Ямало-Ненецкий автономный округ) «Газпромнефть-Муравленко» в середине августа приступила к опытно-промышленной эксплуатации новой технологии восстановления трубопроводов с применением трубы Fiberspar Line Pipe. Метод предполагает размещение в полости стальной магистрали полиэтиленовой трубы меньшего диаметра, что увеличивает срок службы реконструированного объекта в 2,5 раза. По новой технологии уже отремонтированы 1,2 км промыслового трубопровода и два участка технологического коллектора общей длиной 100 м. Во время испытаний специалисты «ГазпромнефтьМуравленко» будут вести диагностику восстановленных участков инфраструктуры и по итогам дадут заключение о рентабельности применения этой технологии в производстве. Главным преимуществом нового метода восстановления трубопроводов является бестраншейный способ доступа к объектам, что существенно снижает расходы на производство земляных и восстановительных работ, а также позволяет избежать техногенного воздействия на окружающую среду. С 2011 года «Газпромнефть-Муравленко» является Центром компетенций компании «Газпром нефть» по эксплуатации трубопроводов. Летом 2015 года в «Газпромнефть-Муравленко» приступили к масштабным испытаниям новых ингибиторов коррозии, которые существенно снижают риск разгерметизации трубопроводных систем.

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

Oil&GasEURASIA

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Yokogawa выпустила решение по управлению трубопроводами предприятия

SOURCE / ИСТОЧНИК: YOKOGAWA

Many pipeline systems in use today have been tailored to suit a specific set of circumstances and lack both a standard system foundation for supporting pluggable application modules and a core design that ensures interoperability with enterprise IT environments and policies. The maintenance and upgrade of tailor-made applications, and their often complex system architectures to protect them from breaches and security compromises, poses increasing challenges for pipeline operators.

Key Benefits ●

●

Unified user environment based on a modular design Based on a well-designed modular platform that is both IT-friendly and secure, the EPMS is a sustainable solution that can deliver pipeline applications in combination with common supervisory and monitoring functions. As no two pipeline applications are identical and operational philosophies can differ from one pipeline operator to the next, the EPMS templates and functions can be easily modified without having to call in pipeline application experts.

Contextual online integrity management The EPMS features improved alarm and human machine interface (HMI) management functions, and both it and its application platform were developed based on standards put forward by the American Petroleum Institute (API) and the International Society of Automation (ISA), and comply with the strict regulations of the US Department of Transportation’s Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA).

The EPMS employs leak detection, compensated volume balancing, and hydraulic profiling methodologies to monitor pipeline integrity under every type of operating condition. The EPMS is thus able to register possible integrity violations together with contextual

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Yokogawa Electric Corporation объявила о выпуске решения по управлению трубопроводами предприятия (РУТП), модульного комплекта ПО, разработанного на основе более чем 20-летнего практического опыта применения решений по управлению трубопроводами по всему миру. Разработанное именно для условий управления эксплуатацией трубопровода, РУТП дополняет базовую систему управления трубопроводами специализированными приложениями по газу и жидкостям, позволяющим операторам трубопроводов управлять контрактами по доставке и связанной логистике эффективным по затратам времени и энергии способом. С платформой SCADA, обеспечивающей мониторинг, оповещение, отслеживание тенденций и отчетность, РУТП обеспечивает измерение, фоновое планирование и отслеживание партий, контроль утечек и регулирование потребления энергии в той же самой унифицированной пользовательской среде. Многие из эксплуатируемых сегодня трубопроводных систем разработаны для особых условий, и в них отсутствует как стандартная основа для поддержки модулей подключаемых приложений, так и особенности конструкции, обеспечивающие совместимость с информационной средой и политикой предприятия. Эксплуатация и обновление специально разработанных приложений и их зачастую сложная архитектура, созданная для защиты от нарушений целостности и безопасности, создают все больше проблем для операторов трубопроводов.

Ключевые преимущества ●

●

Унифицированная пользовательская среда, в основе которой лежит модульная конструкция Основанная на хорошо спроектированной, удобной для пользователя и безопасной модульной платформе, РУТП является надежным решением для применения в трубопроводных системах, обеспечивая их контроль и управление. Поскольку не существует двух одинаковых трубопроводов и одинаковых подходов к управлению для разных операторов, шаблоны и функции РУТП можно легко изменять, не прибегая к помощи экспертов в области трубопроводов. Контекстное управление целостностью в режиме онлайн Особенностями РУТП является усовершенствованное аварийное сигнальное устройство и функции управления интерфейса «человек-машина», при этом само решение и платформа приложений разработаны на основе стандартов Американского нефтяного института (АНИ) и Международного общества автоматизации (МОА) и отвечают жестким требованиям Министерства трансНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

11

#9-10 September-October 2015

TECH TRENDS

●

●

●

12

information about the operational state of the pipeline so that personnel can quickly get to the bottom of any problem.

Reduced energy consumption The EPMS continuously makes adjustments to the setpoint so that both compressors and pumps can be operated as close as possible to the optimal efficiency point. To manage exceptions during startup, the EPMS allows the assignment of business rules for the management of load sharing, compressor/pump restrictions, and alarm notifications at the compressor/pump station level. To identify areas for improvement, the EPMS can also record all key power statistics.

Less product waste at batch delivery points To minimize product waste, the EPMS measures and calculates the position of batches as well as anomalies such as trans-mix on a near real-time basis, and reports on the inventory balances.

Enhanced gas and liquid metering With its transparent management of parameter exchange and the measurement of gas, liquids, and gas composition, the EPMS easily adapts to the desired measurement methodology and the level of intelli-

●

●

порта США и Администрации по безопасности систем снабжения и взрывоопасных веществ. В решении используется контроль утечек, компенсированный баланс громкости, методологии гидравлического профиля по мониторингу целостности трубопроводов в любых условиях эксплуатации. РУТП способно регистрировать возможные отклонения целостности с информацией о рабочем состоянии трубопроводов, так чтобы персонал мог быстро добраться до сути проблемы. Сниженное энергопотребление РУТП постоянно корректирует уставки с тем, чтобы и компрессоры, и насосы работали как можно ближе к точке максимальной эффективности. Для управления нештатными ситуациями при запуске РУТП позволяет установить деловой регламент для управления распределением нагрузки, ограничений компрессор/насос и уведомления о неисправностях на уровне компрессор/ насосная станция. Для идентификации областей оптимизации, РУТП также может записывать всю ключевую статистику. Меньшие потери продукции в местах подачи партии Для уменьшения потерь продукции РУТП измеряет и рассчитывает расположение партий, а также отклонения,

TATNEFT Continues Developing Advanced Technology for Reservoir Pressure Maintenance (RPM) Aimed at Reducing Energy Costs and Increasing Operations’ Efficiency

«Татнефть» продолжает развивать перспективные технологии системы поддержания пластового давления (ППД), направленные на снижение энергозатрат и повышение эффективности производства

By using this technology the company’s professionals ensure high pressure and corrosion protection of downhole equipment in injection wells, as well as provide for all-round optimization of the RPM processes.

Within the period of six months starting from the beginning of 2015 the injection has begun at 99 new injection wells. Implementation of the program of production casing strings high pressure and corrosive destruction was continued with installation of 162 M-1X packers.

Overall, 4,740 injection wells in the company have been equipped with M1-X packers starting from the beginning of their installation.

Totally, more than 65 percent of the current injection well stock of the PHOTO: TATNEFT / ФОТО: ТАТНЕФТЬ company has been equipped with highly leakproof packers.

The dual completion and injection (DCI) technology has been implemented at 33 injection wells in the past half a year. Currently, this technology is being applied at 687 wells. Additional production from DCI technology introduction amounted to over 1.6 million tons.

Within the framework of the target-oriented program, anticorrosive tubing was implemented at 169 wells. To date, the existing protection of the well injection stock operating with effluent and produced water amounts to 89.5 percent.

С их помощью специалисты компании обеспечивают защиту внутрискважинного оборудования нагнетательных скважин от высокого давления и коррозии, а также комплексно оптимизируют процессы ППД. За шесть месяцев 2015 года освоено под закачку 99 новых нагнетательных скважин. Для защиты подземного оборудования от воздействия высокого давления и коррозионного разрушения продолжалась реализация программы по защите эксплуатационных колонн скважин, в рамках которой внедрено 162 пакера М1-Х. В целом, с начала внедрения пакерами М1-Х оборудованы 4740 нагнетательных скважин компании. Всего высокогерметичными пакерами оснащено более 65% действующего фонда нагнетательных скважин. Технология одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) за прошедшее полугодие внедрена на 33 нагнетательных скважинах. Всего в «Татнефти» данная технология применяется на 687 скважинах. Дополнительная добыча нефти от внедрения ОРЗ составила более 1,6 млн т. В рамках целевой программы насосно-компрессорные трубы в антикоррозийном исполнении внедрены на 169 скважинах. К настоящему времени защищенность действующего фонда нагнетательных скважин сточной и пластовой воды составляет 89,5%.

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

Oil&GasEURASIA

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

gence of intermediate devices like flow computers, remote terminal units (RTU), and instruments. It processes the available inputs into normalized flow, volume, and energy values in accordance with the applicable American Gas Association (AGA) and API standards.

●

Main Target Markets ● ●

Gas and liquids transmission pipelines and grids Upstream/midstream oil and gas production infrastructure

такие как наличие смеси, в режиме, близком к реальному времени, и делает отчет об уровне запасов. Усовершенствованное измерение газа и жидкости С усовершенствованным управлением обменом параметрами и измерениями газа, жидкостей и газового состава, РУТП легко адаптируется к требуемой методологии измерения и уровню интеллекта таких промежуточных устройств, как поточные устройства, удаленные терминальные устройства и инструменты.

Основные целевые рынки ●

Weatherford Announces the Release of Revolution® Rotary-Steerable System

●

Weatherford International plc announced the commercial release of its Revolution® rotary-steerable system (RSS) at the Unconventional Resources Technology Conference (URTeC). The ability to minimize risks and reduce time while drilling is integral for operators seeking to arrive at the production stage quickly and avoid future intervention.

The new generation suite of Revolution RSS provides capabilities for diverse directional drilling applications in complex wellbores. Its point-the-bit technology delivers clean, accurately placed and completion-ready wellbores. With advanced sensors and telemetry, the system gives operators a reliable method for drilling from vertical to horizontal in a single run.

“As the ratio of directionally drilled wells to vertically placed wells increases, access to harder to reach reserves calls for an enhanced rate of penetration and improved borehole quality. Revolution RSS allows single-run drilling of curve and lateral sections, as well as high-pressure, high temperature (HPHT) and high-dogleg applications. This enables operators to make better petrophysical measurements while maximizing borehole exposure to the reservoir delivering superior productivity indexes. In the last year and a half, Revolution RSS has drilled 284 vertical-curve-lateral wells in a single run, totaling 2.4 million feet,” Weatherford's Vice President of Drilling Services Etienne Roux said.

Weatherford was one of the first service providers to offer a rotary-steerable system for HPHT environments.

The system allows operators to drill in HPHT zones with temperatures exceeding 300 F (149 C), allowing operators to produce wells in the increasingly challenging environments with precise drilling control in long laterals, highangle curves and parallel vertical sections in a single run.

Weatherford объявила о выпуске роторной управляемой системы Revolution®

SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Магистральные трубопроводы и распределительные сети для передачи газа и жидкостей; Инфраструктура добычи и транспортировки нефти и газа.

На конференции по технологиям разработки нетрадиционных нефтегазовых ресурсов (URTeC) Weatherford International plc объявила о старте продаж роторной управляемой системы Revolution® (RSS). Снижение рисков и сокращение времени бурения позволяет компаниям-операторам максимально быстро переходить к этапу добычи, избежав последующих дорогостоящих внутрискважинных работ. Роторная управляемая система нового поколения Revolution обеспечивает проведение наклонно-направленного бурения в различных, в том числе и сложных скважинных условиях. Применяемая в ней технология направления долота позволяет пробурить чистый, точно расположенный и готовый к выполнению заканчивания ствол скважины. Система Revolution, оборудованная передовыми датчиками и телеметрическим оборудованием, служит операторам надежным средством бурения от вертикали до горизонтали за один рейс КНБК. «С ростом количества наклонно-направленных скважин и проектов разработки труднодоступных ресурсов отрасли требуется все более высокая скорость бурения и лучшее качество ствола. Роторная управляемая система Revolution позволяет бурить искривленные и горизонтальные секции скважин за один рейс КНБК с возможностью применения в условиях высоких давлений и температур, а также интенсивного набора кривизны. При этом операторы могут проводить более качественные петрофизические измерения для оптимального размещения ствола в коллекторе и достижения наибольшей продуктивности скважины. За последние полтора года с помощью роторной управляемой системы Revolution было пробурено 284 скважины с траекторией “вертикаль-кривление-горизонт” за один рейс КНБК. Общая длина проходки составила 2,4 миллиона футов», – сообщил вице-президент по наклоннонаправленному бурению компании Weatherford Этьен Ру.

Weatherford одной из первых предложила применение роторной управляемой системы для высоких температур и давлений. Данная система рассчитана на работу в пластах с температурой выше 149 °С (300 °F), что позволяет операторам бурить скважины во все более сложных условиях с точным контролем процесса бурения на длинных горизонтальных секциях, в интервалах с большим искривлением и параллельных вертикальных секциях за один рейс КНБК. Конструкция с направлением долота и геологический контроль в режиме реального времени позволяют выполнять бурение в различНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

13

TECH TRENDS

#9-10 September-October 2015

The point-the-bit design and real-time geological control of the Revolution RSS enable operators to drill in a variety of wellbore environments, including unconventional fields, HPHT environments, deepwater fields, damaged and underbalanced formation and brown fields.

The Revolution RSS has completed several successful drilling projects for major operators in the Eagle Ford Shale in Texas. Recently, in an onshore horizontal well, Revolution RSS was used to drill a well through a challenging, dense limestone and sandstone formation to a total depth of 16,559 feet (5,014 meters) and high temperatures up to 328 F (164 C). The average rate of penetration was 75 percent faster than conventional steerable motor assemblies. On a separate project with six wells in the Eagle Ford, Revolution RSS achieved an average of 180 feet per hour (55 meters per hour) on all six wells and a record of 227 feet per hour (69 meters per hour) on one well, reducing the drilling cycle by two weeks and saving the operator more than $1 million in operational costs.

The Revolution RSS is compatible with the full Weatherford suite of logging-while-drilling (LWD) formation evaluation services, including real-time feedback on tool settings and status, resulting in smooth wellbores, which can be cased with the extensive Weatherford casing portfolio.

ных скважинных условиях, включая нетрадиционные залежи, пласты с высокой температурой/давлением, глубоководные месторождения, пласты с нарушенными коллекторскими свойствами, пониженным давлением и на зрелых месторождениях. Роторная управляемая система Revolution была успешно использована на нескольких проектах бурения для крупнейших операторов на месторождении Игл Форд в штате Техас (США). Система была применена в горизонтальной скважине на суше для бурения в сложном пласте из плотного известняка и песчаника до глубины 5 014 м (16 559 футов) и при высоких температурах до 164 °С (328 °F). Достигнутая средняя скорость бурения на 75% превысила показатели традиционных моторизированных управляемых систем. На проекте бурения шести скважин на месторождении Игл Форд система Revolution достигла средней скорости проходки 55 м/ч (180 фут/ч) и поставила рекорд в 69 м/ч (227 фут/ч), сократив цикл бурения на две недели и сэкономив оператору более $1 млн на операционных расходах. Роторная управляемая система Revolution совместима со всем комплексом услуг Weatherford по оценке пласта с применением каротажа в процессе бурения, включая обратную связь по настройкам и статусу инструмента в режиме реального времени. Это позволяет обеспечить плавный ствол, который может быть обсажен любым способом из широкого портфолио сервисов и оборудования Weatherford.

Novoportovskoye Icebreakers Successfully Pass Test Ice Trials

Ледоколы для Новопортовского месторождения успешно прошли модельные ледовые испытания

A pilot new-generation diesel-electric Aker Arc130A icebreaker, Проект многоцелевого дизель-электрического ледокола новейdesigned to service the Arctic terminal at Gazprom Neft's Novoportovskoye field in Orenburg, Yamalo-Nenets Autonomous шего поколения Aker Arc130A, предназначенный для обслуживания District, has successfully passed initial ice-basin testing. Арктического терминала Новопортовского месторождения «Газпром Conceptual design of the vessel was developed by Aker Arctic нефти» в Обской губе (ЯНАО), успешно прошел модельные испытаTechnology (Finland). The Vyborg Shipyard will build the icebreak- ния в ледовом бассейне. Концептуальный проект судна разработан компанией Aker Arctic Technology (Финляндия). Строительство ледоers ordered by Gazprom Neft Novy Port. колов выполнит «Выборгский судостроительTest results indicate that the ный завод» по заказу компании «Газпром нефть proposed concept of an icebreakНовый Порт». er with three steerable propellers Результаты испытаний показывают, что (two located in the vessel's stern предложенная концепция ледокольноand one in the bow) delivers го судна с тремя винто-рулевыми колонкаmaximum efficiency for the fulfilми (расположенными парой в корме судна и ment of operations under severe одной единицей в передней части) позволяет climatic conditions in which the максимально эффективно осуществлять опеvessel will operate. Testing of the PHOTO: GAZPROMNEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ Aker Arc130A prototype in the ice basin demonstrated that the рации в тяжелых условиях предполагаемого района эксплуатации.

22 MW-capacity vessel retains maximum maneuverability in ice Прототип Aker Arc130A в ледовом бассейне доказал, что судно мощof up to two meters thick (matching that of an Icebreaker8 ice ностью 22 МВт сохранит максимальную маневренность при толщине льда до 2 м, что соответствует ледовому классу Icebreaker8. class vessel). В ходе модельного эксперимента прототип сохранил практичеIn the course of simulation exercises the prototype demonstrated its ability to continue operating in compacted (floe) ice скую возможность работы ходом в сплошном льду толщиной 3 м at 30 percent above its power and propulsion systems’ design при 30%-ном повышении расчетной мощности силовой и пропульcapacity. Such an outcome will now allow investigations into the сивной установки. Этот результат позволяет в будущем рассмоpossibility of using a modified model of the Aker Arc 130A in the треть возможность применения модифицированного проекта Aker Arc130A в самых суровых районах Арктики. most severe regions of the Arctic.

14

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

Oil&GasEURASIA

DRILLING RIG MANUFACTURING

NOV Gears Up for Rig Plant Launch in Central Russia OGE visits the facility only a couple of months before the opening ceremony

16

Oil&GasEURASIA

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК

NOV готовится к запуску завода буровых установок в России Корреспонденты НГЕ побывали на стройплощадке за считанные месяцы до официального открытия Story: Bojan Šoć Photos: Pyotr Degtyarev Репортаж: Боян Шоч Фото: Петр Дегтярев

S

tanding at the right bank of the Volga River in the central Russian region of Kostroma, 76 hectares of dense birch forest behind them, a group of top NOV executives had a decision to make. It was early 2011 and they were on a tour looking for a site for NOV’s future drilling rig plant. Earlier that day, they were offered to convert an old factory on the outskirts of Kostroma that used to manufacture pistons for truck engines. NOV turned down the offer and asked if there were any other locations available. Now they were there. This time, the answer was a unanimous “yes”.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

С

тоя на правом берегу Волги в Костромской области, пока за ними на территории в 76 га простирался густой березовый лес, руководители NOV должны были принять решение. На дворе стоял 2011 год, и топ-менеджерам компании предстояло определиться с местом строительства будущего завода по производству буровых установок. Чуть раньше в тот же день им предложили реконструировать старый завод на окраине Костромы, когда-то выпускавший поршни для двигателей грузовиков. Представители NOV отвергли это предложение, и поинтересовались, есть ли другие варианты. Теперь они оказались здесь, и в этот раз ответом было единогласное «да».

17

#9-10 September-October 2015

DRILLING RIG MANUFACTURING

●

"The logistics in the Kostroma region are fantastic," says NOV Kostroma general manager Anthony Crawford ● «Логистический потенциал Костромской области просто фантастический», – говорит гендиректор «НОВ Кострома» Энтони Кроуфорд

On July 3, 2012, NOV signed an investment agreement with the Kostroma regional government and a week later the construction site quickly turned into a pulsating beehive – excavators, bulldozers, forklifts and trucks were busy clearing land and preparing it for construction. In three years’ time, the location transformed beyond recognition as NOV’s state-of-the-art facility began to take shape.

The thorough analysis that preceded the actual site selection had to take into account all relevant factors, logistics being one of the key ones. According to NOV Kostroma plant manager Anthony Crawford, officials proposed Kostroma whose excellent transportation links, proximity to steelmaking plants and skilled workforce quickly made it NOV’s top favorite. “Тhe logistics in the Kostroma region are fantastic.

We have federal highways, a railroad, the Volga River, two large airports nearby, in Yaroslavl and Ivanovo, and a smaller airport in Kostroma as well,” says Crawford.

With multi-modal shipping options at hand, NOV has the luxury to pick the most convenient ones. At the time when we spoke with Crawford in late August, he had already made the plant’s first order for steel. It will come from Cherepovets, a city located approximately 370 kilometers northwest of Volgorechensk. Barges carrying cargo from Cherepovets can reach the port of Volgorechensk in 17 to 18 hours. When the Volga freezes and navi-

3 июля 2012 года NOV подписала инвестиционное соглашение с правительством Костромской области, а неделей позже стройплощадка быстро превратилась в самый настоящий улей – экскаваторы, бульдозеры, вилочные погрузчики и грузовики уже вовсю расчищали территорию под будущее строительство. Три года спустя это место преобразилось до неузнаваемости по мере того как суперсовременный завод NOV начинал обретать свои очертания. Перед тем как выбрать площадку в NOV провели тщательный анализ, в рамках которого попытались учесть все релевантные факторы, включая один из ключевых – логистику. По словам генерального директора «НОВ Кострома» Энтони Кроуфорда, российские чиновники предложили Кострому, чьи превосходные транспортные возможности, близость к сталелитейным заводам и хорошо обученные кадры быстро вывели ее в фавориты NOV. «Логистический потенциал Костромской области просто фантастический. У нас здесь есть автодороги федерального значения, железная дорога, река Волга, два больших аэропорта по близости, в Ярославле и Иваново, и еще один поменьше в Костроме», – говорит Кроуфорд. Наличие столь богатого выбора способов перевозок позволяет NOV выбирать самые удобные для компании. К моменту нашей беседы с Кроуфордом в конце августа он уже оформил первый заказ на поставку стали для нужд нового завода. Сырье отгрузят из Череповца – города, который располагается в 370 км к северозападу от Волгореченска. Расстояние от Череповца до Волгореченска баржи преодолевают за 17-18 часов. Если Волга замерзает и навигация по реке закрывается, грузы можно также доставлять автотранспортом примерно за пять часов. Еще одна опция – доставка по железной дороге, которая в начале следующего года доберется буквально до порога завода. Существующая федеральная железнодорожная магистраль проложена всего в 350 м от территории завода, и компания сегодня финансирует строительство короткой ветки до самой фабрики. Разгрузка будет осуществляться прямо здесь, буквально в 50-100 м от заводских цехов. Строительство железнодорожной ветки идет полным ходом, а его окончание запланировано на 2016 год. «Без этой ветки нам бы пришлось поставлять сталь по железной дороге до ж/д станции в Волгореченске, пере-

●

Shipping cargo by the Volga River is only one of a number of options for delivery of materials and equipment to the NOV Kostroma plant ● Доставка грузов по Волге – лишь одна из многочисленных опций перевозок материалов и оборудования для нужд завода «НОВ Кострома»

18

Oil&GasEURASIA

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК

gation stops, trucks can гружать ее на грузовики, и везти deliver shipments to the на площадку, а потом вновь разplant in about five hours. гружать уже на самой площадке, Another option is the rail– объясняет директор по поставway, which early next year кам и логистике «НОВ Кострома» is going to arrive virtually Дмитрий Ткаченко. – Любые at the factory’s doorstep. погрузочно-разгрузочные рабоlarge train rigs per year can be produced The federal railway line ты кроют в себе определенные at the Volgorechensk plant is only 350 meters away риски по ОТ, ПБ и ООС, на котоfrom NOV Kostroma’s рые мы не хотим идти. Наша стационарных БУ эшелонного типа в год land property line and цель – перевозить грузы самым сможет выпускать завод в Волгореченске the company is financing безопасным и самым быстрым construction of a short способом. Пока что наиболее railway spur that will jut вероятная опция – это доставка into the factory compound. The cargo will be offloaded грузов автотранспортом». right there, a stone’s throw from the plant’s workshops. Когда завод начнет выпускать буровые установки, Construction of the spur is under way and scheduled to be вопрос доставки продукции клиентам тоже не должен completed in 2016. вызвать особых проблем. Близость центральной водной “Without that leg, we would have to deliver steel by артерии страны дает прямой доступ к таким нефтяным rail to the Volgorechensk railway station, unload it onto центрам, как расположенная на берегу Волги Самара, trucks, deliver by road and then unload those trucks at our или комбинированную доставку с использованием автоfacility,” says NOV Kostroma supply chain and logistics транспорта в близлежащие регионы, где располагаются director Dmitry Tkachenko. “All transshipment opera- такие нефтяные центры, как Бузулук в Оренбургской tions carry certain HSE risks that we don’t want to run области или столица Башкортостана Уфа. «Мы сможем here. Our goal is to ship cargo over in the safest and quick- поставить буровую установку, к примеру, в Самару по est way possible. For the time being, our most probable Волге, перегрузить ее там на грузовик и отвезти клиoption is delivery by road.” енту. Также возможен вариант с доставкой по Волге Once the factory starts churning out drilling rigs, до самой Астрахани и дальше по воде, в любой другой delivery to customers shouldn’t be a problem either. город на берегу Каспия в Казахстане, Туркменистане The proximity to Russia’s key inland waterway provides или Азербайджане», – добавляет Кроуфорд. access to some of the oil cities located on the Volga River Торжественное открытие нового завода запланиsuch as Samara or in nearby areas like Buzuluk in the ровано на декабрь. Производственная мощность этой Orenburg region and Ufa, the capital of the province of высокотехнологичной площадки – 34 мобильные буроBashkortostan. “We could deliver a rig to, say, Samara вые установки или 20 стационарных буровых установок via the Volga River and transship эшелонного типа в год. Говоря о разfrom there by truck to inland, or личных вариантах исполнения этих БУ, we could even go to Astrakhan or Кроуфорд для наглядности использует any other city on the Caspian Sea колоритное сравнение с автопромом. in Kazakhstan, Turkmenistan or «Здесь мы можем выпускать практичеAzerbaijan,” adds Crawford. ски все, начиная с „Фольксвагена Жука” The plant’s grand opening is с ручной коробкой передач, выпуска scheduled for December. The high 1964 года, и заканчивая „Майбахом” tech facility is capable of manufacS-класса модель S600», – объясняет turing 34 mobile rigs or 20 large гендиректор «НОВ Кострома». Столь train rigs per year. As he talks about богатый производственный потенциал different levels of sophistication of несомненно станет хорошим подспоthese rigs, Crawford offers a vivid рьем для российской буровой отрасли, description of the plant’s wideкоторая в последние годы испытывает ranging manufacturing capabilхроническую нехватку буровых устаity by drawing an analogy with the новок. car industry. “Here we can produce Мэр Волгореченска Юрий Маков pretty much everything from manбудет только рад, если проект будет расual transmission 1964 VW Beetles ширяться. Маков – один из самых больto S-Class S600 Maybachs,” he says. ших сторонников проекта, и причины This scale of output would provide его симпатий понять легко: когда новый substantial relief to Russia’s drilling завод заработает, «НОВ Кострома» стаindustry, which in recent years has ● Supply Chain and Logistics director Dmitry нет третьим крупнейшим работодателем been experiencing a chronic short- Tkachenko and manager Darya Ere have their в области вслед за Костромской ГРЭС и hands full as the plant's construction enters age of rigs. трубным заводом «Газпрома».

One man that would love to the final stage «Мы стоим на пороге открытия see the plant eventually expand is ● По мере приближения пуска завода завода “НОВ Кострома”, который будет Volgorechensk Mayor Yuri Makov. фронт работ для директора по поставкам и производить оборудование для наших He has been one of the proj- логистике Дмитрия Ткаченко и менеджера нефтяников и газовиков, возможно, ect’s biggest fans and it’s easy to Дарьи Эре будет только увеличиваться и на европейский рынок, – говорит Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

19

DRILLING RIG MANUFACTURING

#9-10 September-October 2015

understand why: NOV Маков. – Мы этому безусKostroma will become ловно рады, прежде всего, the region’s third-bigпотому, что власти города gest employer, trailing занимают такую агрессивonly behind the local ную хорошую инвестициhydroelectric plant and онную политику. Мы рады Gazprom’s factory that приходу инвесторов, сейproduces wide-diameчас создаем в городе индуter pipes. стриальный парк. Я думаю, “We’re on the что завод компании “НОВ Plant opening ceremony verge of opening NOV Кострома” станет резиденЦеремония открытия завода Kostroma’s plant, том этого парка». which will cater to our «НОВ Кострома» также oil and gas industry не забывает о социальной and probably to cusответственности. В проtomers abroad, too. We шлом году компания купиLaunch of construction (land clearing start) are happy about this ла новые окна для местНачало строительства (расчистка площадки) as city authorities have ного детского сада. Зима adopted an aggressive, в Волгореченске холодhealthy investment polная, столбик в термомеicy and we are glad that тре нередко опускается и Investment agreement signing investors are coming. до отметки -30 oC, поэтоWe are in the process of му подарок NOV в городе Подписание инвестиционного соглашения setting up an industrial приняли с благодарноpark in Volgorechensk стью. Когда производство and we hope that NOV будет запущено и компания Kostroma will become начнет зарабатывать, она Land purchase its resident,” says примет участие и в друПокупка земельного участка Makov. гих социально ориентироNOV Kostroma is ванных проектах, заверил a socially responsible business, too. Last year, the com- Кроуфорд. pany purchased new windows for a local kindergarten. «Мы готовы к сотрудничеству с любыми партнерами, Winters in Volgorechensk are harsh, with temperatures которые соблюдают законодательство США и России», – often dropping as low as -30 C, and NOV’s donation was сказал руководитель. met with a lot of gratitude. When the manufacturing gets В России продолжительность буровых работ измеряlaunched and the plant starts generating revenue, the ется циклами – временем с момента демонтажа БУ после company plans to get involved in more socially-oriented бурения скважины и установки фонтанной арматуры и projects, pledged Crawford. до момента окончания монтажа БУ на другой скважине.

“We are ready to cooperate with any partner who is По словам гендиректора «НОВ Кострома», в России средcompliant and respects both U.S. and Russian legislation,” няя длина цикла варьируется от 44 до 48 суток, тогда как he explains. буровые установки NOV, работающие в Северной Америке, In Russia, drilling performance is measured in один цикл выполняют за 7-10 суток. Для компаний-опеcycles – the time spent between disassembling a rig раторов время – деньги, и пока российские конкуренты after drilling a well and capping a Christmas tree and NOV выпускают БУ, которые за год могут пробурить 9-10 then moving it to the next well and rigging it back up скважин, костромские БУ за тот же период пробурят от 35 again. According to NOV Kostroma’s chief, throughout до 45 скважин.

Russia the average cycle length varies between 44 and В Костромской области NOV нашла не только опти48 days, whereas NOV rigs operating in North America мальное место для стройки, успех проекта был бы немысcomplete it in seven to 10 days. For operators, time is лим без живущих здесь людей. Более 95% сотрудников money, and while NOV’s Russian competitors produce завода – местные жители, обладающие высокими квалиrigs that at their current pace can drill between nine фикациями. and 10 wells per year, the Kostroma-made rigs will be «Все наши сварщики, операторы станков с ЧПУ, рабоable to drill between 35 and 45. чие – местные ребята. Они обучены на мировом уровне, The Kostroma region didn’t offer just a great loca- – рассказывает Кроуфорд. – В этом городке есть 19-летtion, the project’s success would be unthinkable without ние, 20-летние сварщики, чью работу я показывал североits people. More than 95 percent of the plant’s workforce американским коллегам когда они приезжали сюда. Они are local residents and their skill level is high. посмотрели на сварные швы и сказали: “Молодым людям, “All our welders, CNC machine operators, machinists которые это сделали, можно было бы доверить сварку подare local guys. The qualifications of these people are world- водных лодок“. Их слова – это свидетельство высокого class,” he says. “In this little town there are 19-20-year-old уровня образования наших кадров». welders whose work I’ve shown to their North American Местные таланты получают знания в волгореченском colleagues when they were here. They looked at the welds техникуме. Кроме него, будущие специалисты проходят and said, ‘These young men could be welding submarines.’ обучение и в четырех техникумах Костромы, расположенIt is testimony to the education.” ной в 38 км от Волгореченска. В России сварщик – про-

Milestones in construction of NOV Kostroma's rig manufacturing plant Основные этапы проекта строительства завода буровых установок «НОВ Кострома» December / Декабрь 2015

11.07.2012

03.07.2012

03.06.2011

20

Oil&GasEURASIA

Сделано в России и для России

˃̵̨̨̛̖̦̣̐​̛͕ ̨̛̪̯̬̦̌̔̌̏̌​̦̼̖ ̣̔́ ̛̱̬̖̦̍́ ̛ ̶̡̛̭̪̣̱̯̾̌̌​̛ ̡̛̭̙̦̏̌ Мы предлагаем широкий выбор комплексного оборудования и инструментов для всех видов операций. Мы гарантируем сокращение сроков и затрат на выполнение работ, безопасный и эффективный рабочий процесс.

nov.com/drillingandintervention © 2015 National Oilwell Varco.Все права защищены.

DRILLING RIG MANUFACTURING

#9-10 September-October 2015

Local talent is nurtured фессия, которая тщательно регулируется at a vocational institute in государством, по меньшей мере, сущеVolgorechensk and there are ствуют четыре контролирующих органа another four in Kostroma, which и молодые люди, выучившиеся на сварis only 38 kilometers away. In щиков, как правило, обладают высокой Russia, welding is a thoroughквалификацией. По словам Кроуфорда, ly regulated profession with at эти ребята, которые еще вчера сидели least four controlling bodies and за партой, на рабочем месте могут объyoung people coming out of weldяснить весь процесс согласно регламенing programs are well-instructту производства работ, и выдать что-то ed to do the job. According to вроде: «Сегодня я буду делать вот такую Crawford, when they perform, сварку в соответствии с нормативным these young men just past their документом X и стандартом Y, используя teens can actually explain the вот этот тип электрода, при силе тока на entire process as per the rule сварочном аппарате во столько-то ампеbook, rattling off something ров». along the lines of ‘Today, I will «Они также могут объяснить, почеbe doing this weld in accordance му выбрали именно этот электрод и with the government regulation такую силу тока для конкретного соедиnumber X and the standard Y, нения, почему выбрали эту марку стали using this type of welding rod and для сварки именно с той маркой меди, electrode, and this amperage on а также назвать точную температуру в the welding machine.’ месте контакта электрода с металлом. ● NOV Kostroma operations director Duncan “They can also explain why Lennox praises the skill level of local workforce Иными словами, эти ребята в теме, они they selected that rod and amper- ● Директор по производству «НОВ хорошо обучены», – добавляет руковоage for that particular weld, why Кострома» Дункан Леннокс тепло отзывается дитель. they selected this type of steel to об уровне квалификации местных В поиске кадров NOV на руку сыграл weld to that type of copper and специалистов и шквал заявок соискателей из других say what the exact heat temperaотраслей промышленности, которые ture is at the point where the rod comes and contacts сегодня переживают не лучшие времена, объясняет дирекwith the metal.’ I mean, these young people are switched тор по производству «НОВ Кострома» Дункан Леннокс. on, well educated,” he adds. «Некоторые ребята к нам пришли из автомобильной проThe recruitment has also benefited from an influx мышленности. Мы же говорим о навыках широкого приof job applications from other industries that are going менения – сварка есть сварка, механизация есть мехаthrough a downturn at the moment, explains NOV низация, – говорит Леннокс. – Я на самом деле очень Kostroma’s director of operations Duncan Lennox. “Some беспокоился насчет того, сможем ли мы найти хорошего of the workers we hired from the car industry. These начальника в наш великолепный покрасочный цех. В skills are transferable – welding is welding, machinery is итоге мы взяли на работу местного парня с высочайшей machinery,” Lennox says. “I was really concerned about квалификацией, до этого работавшего в автопроме. У него getting a good paint shop manager for our beautiful paint опыт в покраске машин, мы же красим буровые установки shop. Eventually, we hired a top-notch local guy who pre- – существуют некоторые технические отличия, но по сути viously worked in the car industry. He’s used to painting это один и тот же процесс». cars, we’re painting rigs – there are technical differences, В то же время, Кроуфорд признается, что в поиске but essentially it’s the same process.” специалистов на определенные инженерно-технические At the same time, Crawford admits that the effort to fill должности пришлось отправиться за пределы Костромской some of the engineering posts had to expand beyond the области. Труднее всего было найти проектировщиков буроborders of the Kostroma region. Rig designers were hard- вых установок и в итоге они нашлись в Екатеринбурге, est to find and eventually recruited from Yekaterinburg, четвертом по величине городе России и ее столице по Russia’s fourth-largest city and the national capital of производству БУ. Группа местных инженеров во главе с rig manufacturing. A group of local engineers headed by руководителем Романом Ивановым пополнила ряды «НОВ engineering manager Roman Ivanov had filled the ranks Кострома», после чего отправилась за рубеж для прохождеof NOV Kostroma and then went overseas to complete ния дополнительного обучения на заводах NOV по произadditional training at the company’s rig manufacturing водству буровых установок в США, Канаде и Норвегии. Там plants in the United States, Canada and Norway. They also они также укрепили свое знание английского языка, ознаmastered their English language skills, got to know NOV’s комились с корпоративной культурой NOV и работали в corporate culture and worked on mixed designer teams смешанных командах проектировщиков, в состав которых featuring both local and Russian specialists. входили местные и российские специалисты.

“It was useful in a number of ways – first of all, to «Эти поездки были полезны по целому ряду приunderstand local mentality, the way work is organized чин, прежде всего, для того, чтобы понять менталитет, and operational processes set up. Finally, improving our каким образом устроена работа, налажены процессы, в English helped us understand our colleagues better,” says конце концов – для лучшего взаимопонимания подтянуть Ivanov. английский язык», – говорит Иванов.

NOV Kostroma has almost built its plant. What mat«НОВ Кострома» почти построила свой завод. Но что ters even more, it has built a team for years to come. еще важнее, компания создала команду на годы вперед.

22

Oil&GasEURASIA

Надежная конструкция Представляем БУ 5000/320т. эшелонного типа, спроектированная специально для уникальных условий российского рынка.

• •

•

• • •

Надежная эшелонная система для кустового бурения Инновационная конструкция мачты и подвышечного основания, которые позволяют производить монтаж на уровне земли быстрее и легче Система верхнего привода предназначенная для работы в условиях с температурным режимом от минус - 45°С до плюс + 55°С Интегрированная система контроля бурения Amphion Защита бригады и оборудования в зимних условиях

Все оборудование проверено в российских условиях бурения

http://www.nov.com/Kostroma

To Learn more, download GO NOV from the App Store or Google Play. ©2015 National Oilwell Varco | All Rights Reserved

DRILLING RIG MANUFACTURING

OGE on the scene Наш фоторепортаж с места события Photos: Pyotr Degtyarev Фото: Петр Дегтярев

24

Oil&GasEURASIA

№9-10 №9 №9№ 9 10 0 Се Сен С Сентябрь-Октябрь ентя тяб тяб ябрьрь-Окт Окттябр б ь 201 20 2015 5

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК

25

DRILLING RIG MANUFACTURING

Rig Design Chief Roman Ivanov: “Our Main Job Is to Reduce Drilling Cycle”

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Начальник отдела инжиниринга Роман Иванов: «Наша главная задача – сокращение цикла бурения» Bojan Šoć

26

Боян Шоч

hile construction work at the rig manufacturing plant in Volgorechensk is approaching its final stage, NOV Kostroma’s “nerve center”, its engineering department, is busy developing new rig designs in an office located just a quick five-minute drive from the building site. Here, at 25 Fiftieth Anniversary of Lenin Komsomol Street, works a team of designers headed by Engineering Dept. chief Roman Ivanov. The staff's average age is about 30, but each team member possesses vast working experience, including the time spent overseas alongside NOV colleagues in the United States and Canada.

When we ask to see some of the most recent designs, Roman starts a 3D presentation of the first drilling rig that’s going to be manufactured at the Volgorechensk plant. While a modern rig materializes in a matter of seconds on the computer screen, we start talking about the project that can rightfully be labeled international.

W

П

OGE: Your team was trained at NOV rig manufacturing plants abroad. What memories do you have from these trips?

Roman Ivanov: Last year, we spent all 12 months abroad, in particular in Houston and Edmonton. Our team was broken into two, we shared our experience with our foreign colleagues as Russia’s drilling industry has its own peculiarities, and each of us had been working previously

НГЕ: Ваша команда прошла обучение на зарубежных заводах NOV по строительству буровых установок. Чем вам запомнились эти стажировки? Роман Иванов: Да, весь прошлый год мы провели за границей, в частности, – в Хьюстоне и Эдмонтоне. Команда была разбита на две части, мы делились своим опытом с зарубежными коллегами, поскольку российская буровая индустрия имеет свои особенности, а каждый из

ока строительные работы на площадке завода буровых установок в Волгореченске близятся к концу, «мозговой центр» компании – ее отдел инжиниринга, трудится в офисе, расположенном в пяти минутах езды от заводского участка. Здесь, в доме № 25 по улице 50-летия Ленинского Комсомола, работает команда проектировщиков, которую возглавляет начальник отдела инжиниринга Роман Иванов. Средний возраст сотрудников – около 30 лет, но за плечами у этих ребят уже большой опыт работы, в том числе и в связке с заокеанскими коллегами. На нашу просьбу наглядно продемонстрировать последние работы, Роман запускает 3D презентацию первой буровой установки, которая будет выпущена на волгореченском заводе. Пока на компьютерном мониторе за считанные секунды «развертывается» современная БУ, мы начинаем беседу с Романом о проекте, который поистине можно назвать международным.

Oil&GasEURASIA

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

for Russian machine-building firms that produce drilling equipment. Our North American colleagues also shared their knowledge and experience with us. Eventually, we created an international team, and it was very useful for the project. I think that our cooperation will result in development of a new product that at some point will be manufactured at our plant.

ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК нас до этого работал в российских машиностроительных компаниях по производству буровой техники. В свою очередь наши североамериканские коллеги делились своими знаниями и опытом. В итоге получилась международная команда, это очень полезно для проекта. Думаю, что это сотрудничество увенчается разработкой какого-то нового продукта, который будет выпущен на нашем заводе.

OGE: What are НГЕ: В чем видите польthe benefits these trips зу от таких командировок?

The entire designing cycle is conducted in 3D programs, bring? Иванов: Нам было очень which helps rule out potential errors and oversight at the интересно увидеть, каким Ivanov: For us it stage of development of design documentation образом устроен рабочий was very interesting to see how the operations Весь цикл проектирования ведется в 3D программах, процесс, его организация, как ведутся проектные рабоprocess works, the way что позволяет исключить возможные ошибки и ты. Для меня как руководиit’s organized, the way упущения на этапе разработки конструкторской теля конструкторского отдеdesign work is conдокументации ла это, наверное, было самое ducted. From my own главное. Самое интересное? viewpoint of a designing team chief this was the most important thing. The Скорее всего, то спокойствие, с которым каждый человек most interesting? Probably the tranquility each member в системе относится к процессу, как он встроен в него, of the system displays in the work process, how he fits into насколько все последовательно. Нет лишних взаимосвяit, and how everything functions seamlessly. There are no зей, нет спешки, которая может привести к каким-то ошибunnecessary interactions, no rush that could lead to some кам в проекте, неверным решениям. Весь цикл проектироmistakes in design, or wrong decisions. The entire design- вания ведется в 3D программах, что позволяет исключить ing cycle is conducted in 3D programs, which helps rule возможные ошибки и упущения на этапе разработки конout potential errors and oversight at the stage of design структорской документации, а не заниматься их выявлеdocumentation development instead of detecting them нием на этапе производства, или, что самое недопустимое, at the manufacturing stage, or during the equipment’s на этапе эксплуатации оборудования. В целом же процесс operation, which is the worst-case scenario. On the whole, проектирования за границей весьма близок нашему. the designing process abroad is very similar to ours. НГЕ: С какими сложностями столкнулись за океаOGE: What difficulties did you have to deal with while ном? working overseas? Иванов: Сложностей как таковых не было, скорее – Ivanov: There weren’t difficulties as such, I’d rather издержки менталитетов и ориентации NOV: там мы узнаsay differences in mentality and NOV’s orientation: what ли, что компания ориентируется больше на сотрудников we learnt there is that the company is more influenced by отдела продаж. Они изучают рынок и в соответствии с его the sales department employees. They study the market потребностями направляют конструкторские подразделеand depending on the kind of feedback they get from ния в нужное русло. Не скажу, что у нас все наоборот, но the market they steer designing divisions in necessary от конструктора, на мой взгляд, в конечном счете, напряdirection. I’m not saying it’s totally opposite in Russia, but мую зависит себестоимость готовой продукции, а также ultimately the net cost of a finished rig directly depends то, насколько правильно и адекватно будет произведена on a rig designer, as does a correct and adequate assess- оценка рынка с технической точки зрения и выбрана ориment of the market from the technical viewpoint. It also ентация на потребителя. В конечном счете, полученные от заказчика референции и отзывы покажут, насколько правильно ● NOV Кostroma rig designers at work in the Volgorechensk office были выбраны технические ори● Проектировщики буровых установок за работой в волгореченском ентиры. офисе «НОВ Кострома»

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

НГЕ: Какова основная задача вашего отдела? Иванов: Наша задача – взять лучшее оборудование из огромной линейки буровой техники NOV, и используя инжиниринговые ресурсы компании, придумать металлоконструкцию, которая позволит создать единый производственный буровой комплекс, отвечающий потребностям клиентов и отличающийся хорошей монтажеспособностью и эргономикой, обладающий адекватной рыночной ценой. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

27

#9-10 September-October 2015

helps successfully target our clients. Eventually, customer references and feedback are going to reveal whether technical parameters were selected correctly or not.

OGE: What’s the main task for your department?

Ivanov: Our task is to take the best equipment from an enormous product range of NOV’s drilling rigs, use the company’s engineering resources and develop a metal structure that will allow us to create an integrated drilling complex that meets customer demands and is characterized by good rig-up capability and ergonomics, and has an adequate market price.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

DRILLING RIG MANUFACTURING

НГЕ: Первая БУ, которую выпустят в Волгореченске – самая востребованная на рынке модель? Иванов: Совершенно верно, это будет кустовая БУ 5000-320 (5 000 м – глубина бурения, 320 т – грузоподъемность на крюке). Этот проект – дело рук нашего интернационального коллектива, в котором использован как российский опыт проектирования и эксплуатации установок данного класса в России, так и зарубежный. На стадии проектирования мы постарались проработать все нюансы, которые по той или иной причине наши конкуренты не учитывают в своих моделях.

НГЕ: В чем основное конкурентное преимущество буровых установок NOV? Иванов: Наряду с обеспечением надежности оборудования в процессе эксплуатации, наверное, главная задача для проектировщика – обеспечить сокращение цикла разбуривания месторождения, то есть срока монтажа-демонOGE: Is the first drilling ● According to Roman Ivanov, NOV Kostroma plant's тажа, БУ должны в максимально сжаrig to be built in Volgorechensk first rig will be the BU 5000-320 model тые сроки переезжать с куста на куст. the most demanded model in ● По словам Романа Иванова, первой в Волгореченске выпустят буровую установку Поэтому конструкция БУ должна состоthe market? ять из модулей максимальной заводской Ivanov: Yes, it is, it will БУ 5000-320 готовности и должна быть максимально be our BU 5000-320 (5,000 meters drilling depth, 320 tons lifting capacity) cluster быстро собираема и разбираема, с минимумом различных rig. This project is the result of our joint international мелких частей, с минимальным использованием грузоteam’s work, which has used both domestic experience in подъемной техники. У нас, в частности, вышка в лежачем designing and operation of this type of rigs in Russia, and положении и основание буровой площадки собираются foreign. At the designing stage we made an effort to exam- на трехметровой высоте. Это большое преимущество – у ine in detail all nuances that our competitors fail to factor наших конкурентов сама буровая площадка собирается на 10-метровой высоте. Для того, чтобы туда забросить in for various reasons. лебедку вам нужна другая техника – 70-, 80-тонные краны, в то время OGE: What’s the как наша техника собирается двумя major competitive 40-тонными кранами. Есть еще advantage of NOV drillмасса неоспоримых преимуществ, ing rigs? о которых я предпочту умолчать Ivanov: In addiдо появления БУ на площадке конtion to providing трольной сборки. reliability of drilling Естественно, в процессе проequipment during its 40-ton cranes are required ектирования мы также занимаемoperation, probably to assemble an NOV drilling rig ся вопросами энергосбережения the most important ресурсов и повышения эргоноtask for a designer is 40-тонных крана требуются для монтажа мики, поскольку буровой бригаде to shorten the cycle of буровых установок NOV должно быть удобно, комфортно drilling a well, i.e. the работать и обслуживать станок time between rig-up даже при 40-градусных морозах. and rig-down operations as rigs should relocate from one cluster to another as quickly as possible. That’s why the rig structure НГЕ: Как давно работаете в «НОВ Кострома»? should comprise prefabricated modules and be easy to Иванов: Уже два полных года, 5 августа пошел треput together/take apart. It should also contain a mini- тий. Я – уроженец Екатеринбурга, и до этого работал в mum number of various small-sized parts, and require нескольких российских компаниях на руководящих позиminimum use of lifting machines. On NOV rigs a lying циях, в частности, – в «Уралмаше», который на российском derrick and the base of the drillsite are assembled at a рынке бурового оборудования является нашим основным 3-meter height. That’s a big advantage as our competitors конкурентом. Потом мой бывший директор организовал assemble the drillsite at the height of 10 meters. So in собственную фирму, несколько лет мы трудились над созorder to lift the drawworks up there you need entirely dif- данием буровой установки, у которой вообще нет аналоferent machines – 70-, 80-ton cranes whereas our gear is гов в мире. К сожалению, установку так и не построили, а

28

Oil&GasEURASIA

ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК

assembled by two 40-ton cranes.

There are many other undisputed advantages that I prefer not to speak about before the drilling rig appears on the fit-up assembly test site.

Of course, in the process of designing we also deal with the issues of saving power resources and improving ergonomics as drilling crews need convenient, comfortable environment to work in and service the rig even at -40 C.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

OGE: How long have you been working for NOV Kostroma?

Ivanov: Two full years, on Aug. 5 I began my third year with the company. I am a native of Yekaterinburg and in the past I used to work for several Russian ● NOV Kostroma Engineering Dept. team members, left to right, Vasily Zherebtsov, Denis Scherbakov, companies in managerial roles, Dmitry Melnikov, Artem Provorov, Igor Zhuk and Roman Ivanov accompanied by colleagues from the including Uralmash, which is our Supply Chain and Logistics Dept. Dmitry Tkachenko (fifth from left) and Darya Ere main competitor in the Russian ● Сотрудники отдела инжиниринга «НОВ Кострома» (слева направо) Василий Жеребцов, Денис drilling equipment market. Later, Щербаков, Дмитрий Мельников, Артем Проворов, Игорь Жук и Роман Иванов в компании коллег my former boss started his own из отдела поставок и логистики Дмитрия Ткаченко (пятый слева) и Дарьи Эре company, we spent several years working to create a new drilling rig that had no match мне после этого поступило предложение от NOV. Помня о anywhere in the world. Unfortunately, the rig was never том, что дома не у дел остался хороший коллектив, я предbuilt and I subsequently got an offer to join NOV. Bearing ложил бывшим коллегам перебраться вместе со мной в in mind that a good team lost their jobs back home, I sug- Волгореченск. Приехали вчетвером и с тех пор работаем gested to my former colleagues to move to Volgorechensk здесь, являясь первоначальным костяком коллектива отдеwith me. The four of us arrived and we’ve been working ла инжиниринга «НОВ Кострома». here since, creating the backbone of the NOV Kostroma Engineering Dept. НГЕ: Расскажите чуть подробнее о вашей команде. Иванов: Сегодня в проектной группе трудятся 12 человек, все они прошли обучение в США, Канаде и OGE: Could you say a few words about your team?

Ivanov: Today, the design group includes 12 people, Норвегии. К слову, некоторые из них и по сей день нахоall of them have gone through training in the United дятся за рубежом, они там плотно вовлечены в процесс States, Canada and Norway. By the way, some of our проектирования. Мои ребята поучаствовали в канадском designers are still abroad, and they are heavily involved in проекте, каждый из них создавал определенную систему. designing projects over there. My guys participated in the К примеру, Юрий Луговцов, который является специалиCanadian project, each of them created a certain system. стом по металлоконструкциям, спроектировал механизм For example, Yuri Lugovtsov, who is our metalwork spe- перемещения буровой установки на колесном ходу для cialist, designed a mechanism for transporting a drilling проекта «Аляска», а ныне производит расчет силовой конrig on wheels for the Alaska project. Currently, he is mak- струкции нашей буровой установки в программе SAFI, ing calculations for the load-bearing structure of our drill- которая позволяет выстраивать специальные стержневые ing rig in the SAFI software program, which helps build модели. Стержневые модели проверяются различными special beam models. These models are checked by vari- режимами нагружения, имитируется воздействие низких ous loading modes, simulation of subzero temperature температур, а также снеговой и ветровой нагрузки в полimpact is conducted as well as snow and wind loads in full ном соответствии с API. Специалист по циркуляционным compliance with API. Circulation systems expert Alexei системам Алексей Белоглазов, находясь в Канаде, разрабоBeloglazov, who is currently based in Canada, developed тал для проекта «Аляска» пятиступенчатую систему очистa turnkey five-stage drilling mud cleaning system for the ки бурового раствора, что называется «под ключ», а сейчас Alaska project, and is now in Houston where he’s design- находится в Хьюстоне, где совместно с американскими ing a circulation system for our cluster drilling rig jointly коллегами занимается проектированием циркуляционной системы нашей кустовой БУ. with our U.S. colleagues. На данный момент времени основная задача для сотрудToday, the main task for NOV Kostroma’s Engineering Dept. is to adapt the designing documentation we received ников отдела инжиниринга «НОВ Кострома» – это адаптация from our Western colleagues by taking into account local конструкторской документации, полученной от западных nuances, prepare for manufacturing jointly with the коллег, под российские особенности, подготовка к произplant’s Technological Dept. and run the full cycle of drill- водству совместно с технологической службой предприятия и ведение полного цикла производства БУ. ing rig production. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

29

DRILLING RIG MANUFACTURING

“Good Luck with Launch!”

Мэр Волгореченска Юрий Маков: «Удачного пуска!»

Bojan Šoć

Боян Шоч

he tiny city of Volgorechensk brings a lion’s share of receipts into the Kostroma region’s budget – almost every third ruble in the manufacturing sector is earned here, and it’s safe to predict that Volgorechensk’s contribution to regional treasury will become even greater after the launch of the NOV Kostroma plant. During our visit we met with Mayor Yuri Makov and asked him to describe how important the cooperation with a worldrenowned rig manufacturer is for the city.

бюджет Костромской области крохотный Волгореченск вносит львиную долю доходов – в сфере производства почти каждый третий рубль зарабатывают именно здесь, а после того, как в городе заработает завод «НОВ Кострома» вклад Волгореченска в областную казну станет еще более существенным. О том, что для городских властей значит сотрудничество с именитым производителем буровой техники корреспондентам НГЕ рассказал глава городского округа города Волгореченск Юрий Маков.

T

30

В

OGE: Yuri Veniaminovich, this is our first trip to Volgorechensk. Could you, please, briefly introduce your city.

Yuri Makov: It’s an industrial city, not very big, with a population of 17,000. Today, Volgorechensk accounts for 30 percent of all manufacturing in the Kostroma region.

We have a hydroelectric power plant, Gazpromtrubinvest’s large pipe factory, and we’re on the verge of opening NOV Kostroma’s plant. In the near future we plan to open an industrial park.

НГЕ: Юрий Вениаминович, мы в Волгореченске впервые. Сделайте, пожалуйста, короткий портрет города. Юрий Маков: Город у нас промышленный, небольшой, население – 17 тыс. человек. Волгореченск сегодня производит 30% всей продукции, выпускаемой в Костромской области. Здесь расположена Костромская ГРЭС, большой трубный завод «Газпромтрубинвеста», и вот-вот откроется завод «НОВ Кострома». В ближайшем будущем создадим индустриальный парк, работа идет полным ходом.

OGE: What kind of relations have city authorities established with NOV Kostroma?

Makov: We have been in close contact with the company’s management from the very beginning.

Volgorechensk, the Kostroma region, and Russia look forward to the plant’s opening as Russia’s petroleum industry really needs high quality rigs. I would like to thank NOV Kostroma for being an active social partner of the city.

НГЕ: Как складываются отношения городских властей с компанией «НОВ Кострома»? Маков: С самого начала проекта мы находимся в очень плотном контакте с руководством компании. Все мы – и Волгореченск, и Костромская область, и Россия с нетерпением ждем открытия завода, поскольку нефтегазовая отрасль сегодня действительно нуждается в буровой технике. Я хочу поблагодарить компанию за ее активную Oil&GasEURASIA

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Volgorechensk Mayor Yuri Makov:

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

The company is helping us organize public festivities, taking part in city events, becoming involved in our lives, and I hope that soon all employees of the new factory will become full-fledged citizens of Volgorechensk.

OGE: Can you give us an example of this cooperation?

Makov: When the project was just beginning, the company made a nice gift to the city when it helped us replace old windows at a local kindergarten with plastic ones. The city residents reacted very positively, they realized that NOV isn’t only building a factory here, but it’s also helping the city. As we approach the plant’s launch I wish a lot of success to Tony and his team in their work. I wish clients would line up for their rigs and the number of orders would top the plant’s capacity. We are sincerely glad to have this plant in Volgorechensk, I’m saying this from the bottom of my heart.

OGE: What social projects are on top of the city’s priority list today?

Makov: We want to develop youth sports, and biathlon in particular. Today, it’s popularity is sweeping Volgorechensk. We have a nice idea in this regard – we want to build a shooting range. In the entire region there’s only one shooting range, in Kostroma. In Russia, it’s very complicated to obtain a gun permit. In order to buy a rifle for biathlon you need to get a permit, buy a safe for keeping it, build bars on windows, install an alarm system...

And all this costs quite a lot. By the way, we already have a nice shooting range in School #3, a 50-meter range with a bullet stopper, but it had been built in Soviet times and it was never fitted out properly. That’s why we want to complete everything, and open a shooting class for young biathlon athletes. We don’t need much, 400,000 rubles.

We also have a very good two-kilometer course for crosscountry skiing. We have installed lighting over the first kilometer of the course, now we need to take care of the remaining one-kilometer stretch, and we need funds for that. Eventually, we want to build a biathlon stadium with its own shooting range and set up a regional biathlon center for children. It could involve kids not only from ●

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Buying new windows for a local kindergarten was NOV Kostroma’s first social project in Volgorechensk ● Покупка окон для местного детского сада стала первым соцпроектом «НОВ Кострома» в Волгореченске

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК позицию социального партнера города. «НОВ Кострома» оказывает помощь в проведении праздников, принимает участие в городских мероприятиях, вливается в нашу жизнь, и я надеюсь, что вскоре все работники нового завода действительно станут полноправными волгореченцами.

We all look forward to the plant's opening as Russia's petroleum industry really needs high quality rigs. Все мы с нетерпением ждем открытия завода, поскольку нефтегазовая отрасль России сегодня действительно нуждается в буровой технике. НГЕ: Можете привести какой-то конкретный пример сотрудничества? Маков: Когда проект только начинался, компания сделала хороший подарок городу, помогла нам заменить старые окна в детском саду на пластиковые. Волгореченцы очень позитивно восприняли эту идею, поняли, что компания не только строит завод, но и помогает городу. В преддверии пуска завода хочу пожелать успешной работы Тони и его команде. Хотелось бы, чтобы клиенты вставали в очередь за их продукцией, и заказов было больше, чем завод может выпустить. Мы искренне рады появлению этого завода в Волгореченске, это я говорю от чистого сердца. НГЕ: Какие проекты в социальной сфере сегодня являются приоритетными для города? Маков: Мы хотим развивать детский спорт, в частности – биатлон. В Волгореченске сейчас повальное увлечение этим видом спорта. В связи с этим у нас есть хорошая задумка – хотим построить хороший тир. Во всей области сегодня один единственный тир – в Костроме. В России очень сложно с разрешением на оружие, чтобы обзавестись винтовкой для биатлона, нужно получать разрешение, покупать сейф, строить решетки, ставить помещение на сигнализацию... И это все стоит денег. К слову, у нас уже есть хороший тир, в 3-й школе, стрельбище 50 м с пулеуловителем, но его строили еще в советские времена, да так до ума и не довели. Поэтому хотим все доделать, и открыть секцию по стрельбе, в которой будут заниматься юные биатлонисты. Деньги небольшие, 400 тыс. рублей. У нас также есть очень хорошая лыжная трасса протяженностью 2 км. Первый километр мы осветили, остался второй, на это тоже нужны деньги. В конечном счете хотим построить биатлонный стадион, со стрельбищем, и создать региональ-

31

#9-10 September-October 2015

DRILLING RIG MANUFACTURING

OGE: Let’s go back to your idea of creating an industrial park. What specifically do you have in mind?

Makov: It will be a separate entity on its own piece of territory, and its residents will be entitled to certain tax preferences, in other words, their issues will be “prioritized” by local and regional authorities. The idea has received support from the Kostroma region governor.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

our own region, but from neighboring Ivanovo, Vladimir, Yaroslavl regions, too.

Number two on our priority list is a city beach. Volgorechensk sits on the big Volga River, and our residents still have no place to go for a swim as we’re surrounded by industrial plants.

Because of that we will have to set up the beach on the bank of the Shacha River, which flows past NOV’s future plant. We reached an agreement with a neighboring municipality to buy a moderately-priced plot of land on the bank of the Shacha, and will set up the beach there with necessary infrastructure.

●

НГЕ: Вернемся к идее создания индустриального парка. В чем конкретно она заключается? Маков: Это будет некая обособленная территория, а резиденты будут пользоваться преференциями по налогообложению, условно говоря, «стоять в приоритете» у местных и областных властей. К слову, эту идею подержал губернатор Костромской области.

One of the city authorities' key concerns is to create optimum conditions for investors, believes Volgorechensk Mayor Yuri Makov ● Создание оптимальных условий для работы компаний-инвесторов является одной из основных задач городских властей, считает мэр Волгореченска Юрий Маков

OGE: In practical terms, how exactly are investors going to benefit from this initiative?

Makov: They will benefit in many ways. Let’s take this situation, for example: an investor comes in, wants to launch manufacturing and looks for help. In Russia it’s very difficult to gain access to infrastructure, power supply, water mains, sewerage systems, gas supply because our legislation is procedure-laden in such a way that you need to wait a couple of years before you’re allowed to connect your facility to a power line, for example. That’s why our major goal is to help an investor forget about this headache. If he says: “I need 2 MW of power, 100 cubic meters of water, 1,500 cubiс meters of gas here, here, and here”, we need to provide those on the spot, so he can start working right away instead of running around to take care of paperwork. Another issue is land plots and their taxation (profit and property taxes) at local and regional level.

By the way, if the status of industrial park is recognized by the government, it’s possible that its resident could also be entitled to breaks on federal taxes.

OGE: When do you plan to open the industrial park?

Makov: Volgorechensk is very small. For the purpose of creating our industrial park we bought a big plot of land from a neighboring municipality, and thus doubled the city area. We’re going to use that free land to establish the park. Today, we have the concept for its creation, this idea has been approved by the Investments Council of the Kostroma region, we have signed an agreement with Vneshekonombank, which has become a co-founder and will allocate 200 million rubles to implement the idea, and create construction design and estimate documentation. The agreement was signed in June at the St. Petersburg International

32

ный центр детского биатлона. В нем могли бы заниматься не только дети из Костромской области, но и соседних – Ивановской, Владимирской, Ярославской. Второй вопрос – городской пляж. Вроде у нас под боком великая река Волга, а горожанам реально покупаться негде, кругом промышленные предприятия. Поэтому нам придется оборудовать пляж на другой реке, Шаче, на берегу которой, кстати, стоит завод. Мы договорились с соседним муниципалитетом о выкупе за небольшие деньги куска земли на берегу Шачи, и будем там оборудовать пляж со всей сопутствующей инфраструктурой.

НГЕ: Что это даст инвесторам на практике? Маков: Многое. Вот ситуация: приходит инвестор, хочет наладить производство и просит помочь. В России очень сложно подключиться к инфраструктуре, к электросетям, водопроводу, канализации, газоснабжению, потому что наше законодательство до такой степени зарегламентировано, что пару лет нужно ждать пока тебе разрешат, к примеру, подключиться к линии электропередач. Поэтому наша основная цель – избавить инвестора от этой головной боли. Если он говорит: «Мне нужно 3 МВт электроэнергии, 100 м³ воды, 1,5 тыс. м³ газа вот здесь, здесь и здесь», это надо дать ему на месте, чтобы он сразу мог работать, а не бегал оформлять кучу бумаг. Второй момент – земельные участки и льготное налогообложение на них (налоги на прибыль и имущество) в части местных и региональных налогов. Кстати, если статус индустриального парка будет признан на государственном уровне, то, возможно, резиденты получат и льготы по налоговым отчислениям в федеральный бюджет.

НГЕ: Когда можно ждать официального открытия парка?

Маков: Волгореченск – очень маленький город. Для создания парка мы из соседнего муниципалитета присоединили большой кусок земли, в результате чего границы города увеличились в два раза. Вот эти свободные земли и будем осваивать. Сегодня существует концепция создания парка, идея одобрена Советом по инвестициям Костромской области, подписано соглашение с Внешэконом-банком, согласно которому банк становится соучредителем и выделяет 200 млн рублей на реализацию идеи, создание проектно-сметной документации. Это соглашение подписано в июне в рамках СПИЭФ. В течение Oil&GasEURASIA

ВАША СЕТЬ КОНТАКТОВ 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 +7-495-134-4400 danilovkonradi.com

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

+7-495-134-4400 danilovkonradi.com

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!

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК

Economic Forum. In 30 to 45 days from now we are going to sign an agreement on the industrial park, set up a managing company, and no later than November we will begin to develop construction design and estimate documentation, and start geological survey on our land plot. The managing company is going to take care of everything – it will supply gas, clean roads, guard the park’s communal territory, build utility systems, maintain quality of roads. According to our preliminary calculations, we need approximately 4 billion rubles to create the entire infrastructure.

месяца-полутора мы подпишем соглашение об индустриальном парке, учредим управляющую компанию, а не позже ноября приступим к практической реализации по разработке проектно-сметной документации и начнем геологические изыскания на земельном участке. Все заботы на себя возьмет управляющая компания – она будет поставлять газ, электричество, убирать дороги, охранять общую территорию парка, прокладывать коммуникации, следить за дорогами. По нашим предварительным подсчетом, на создание всей инфраструктуры нам сегодня нужно примерно 4 млрд рублей.

OGE: NOV Kostroma managers praise local staff and say that the Volgorechensk vocational school is a true talent foundry churning out highly qualified welders and other professional workers. How has the school managed to maintain such a high standard of training?

Makov: In the early 1970s, a vocational training college was open in Volgorechensk, but over time it became evident that changes were inevitable. It seemed logical to found a vocational school as industrial companies in the city intensified their activities. Everybody understood that the city was growing, its industrial potential was getting bigger, and local companies needed a larger number of highly skilled workers. The decision was made on the regional level, and in 2013 this institution was assigned the status of an industrial vocational school. Recently, a new director took over the school, and his task is to work more closely with industrial companies in order to train workers with the skills these companies need.

НГЕ: В «НОВ Кострома» тепло отзываются о местных кадрах. По словам руководства завода, волгореченский техникум – настоящая кузница высококвалифициро-ванных сварщиков и работников других специальностей. В чем секрет столь высокого уровня подготовки? Маков: В начале 70-х годов в Волгореченске было открыто профтехучилище, но время шло, назрели перемены. На фоне бурной деятельности промышленных предприятий города решение о создании техникума напрашивалось само. Все понимали – город растет, его промышленный потенциал укрепляется, предприятия, работающие здесь, реально нуждаются в большом количестве рабочих высокой квалификации. Решение было принято на уровне области, в 2013 году заведению был присвоен статус промышленного техникума. Недавно туда пришел новый директор, перед которым поставлены задачи более плотно работать с промышленными предприятиями города в целях подготовки нужных им кадров.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

33

DRILLING RIG MANUFACTURING

Murat Gören:

Мурат Герен: «Опыт не купишь» Bojan Šoć

Боян Шоч

uring our trip to Volgorechensk we also met with Murat Gören, co-founder and general manager of Tri Morya Construction and Trade Company, the general contractor in the NOV Kostroma plant construction project. In a half-hour chat on the building site Goren remembered the company’s past, spoke about the present and offered an optimistic look into the future.

ходе поездки в Волгореченск мы также встретились с Муратом Гереном, соучредителем и генеральным директором компании «Три Моря Констракшн и Трейд Компани» – генерального подрядчика в проекте строительства завода «НОВ Кострома». В ходе получасовой беседы руководитель стройкомпании вспомнил прошлое компании, рассказал о настоящем и оптимистично заглянул в будущее.

D

OGE: Your company has been around for quite a time, but a wider audience knows very little about it. Could you, please, recount the main stages in its development.

Murat Gören: Two men were the founding fathers – my partner Savas Tuncel and I. In 2005, we founded Tri Morya*, and since then the company has completed more than 20 projects. We primarily operate in three countries – Turkey, Russia and Kazakhstan. Though formally the firm is owned by Turkish nationals, we consider it Russian, even its name is Russian. Not so long ago we set up a branch office in Jordan, and it’s also called Tri Morya. It’s a good name, easy to remember, and despite the language barrier it has caught on even outside of Russia. We have also opened a branch office in Ukraine, but we don’t see special opportunities there yet, and that is why Russia is our major target market. I’ve been living here for 17 years, my partner even longer, 19, and we can see the big change for the better, which has taken place over the years in Russia. There

34

*Three Seas - the company's name derives from the Mediterranean, Aegean and Black Seas that surround Turkey.

В

НГЕ: Ваша компания не первый год на рынке, но широкой аудитории о ней известно не так много. Расскажите, пожалуйста, вкратце историю ее развития. Мурат Герен: У истоков компании стояли два человека – мой партнер Саваш Тунджел и я. В 2005 году мы учредили «Три моря»*, с тех пор выполнили более 20 проектов. Работаем в основном в трех странах – Турции, России и Казахстане. И хотя формально хозяева компании – турки, мы считаем ее российской компанией, даже ее название – русское. Не так давно мы открыли филиал в Йордании, он тоже называется «Три моря». Название хорошее, легко запоминается, и, несмотря на языковой барьер, прижилось даже за пределами России. Также мы открыли филиал в Украине, но пока особых перспектив там не видим, поэтому наш основной целевой рынок – Россия. Я живу в России около 17 лет, мой партнер и того больше – 19, и мы видим большие изменения к лучшему, *Название компании символизирует моря (Средиземное, Эгейское и Черное), чьи воды омывают Турцию.

Oil&GasEURASIA

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

“You Can’t Buy Experience”

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК

was a time when the “American Dream” was popular, now it’s the turn of the “Russian Dream”. Russia is changing tremendously, everyone can see how big the progress is. I remember well how it all looked 17 years ago, and I can see that a big step forward has been made since then.

которые за эти годы произошли в стране. Когда-то была популярна «Американская мечта», теперь настал черед «Русской мечты». Россия меняется колоссально, налицо большой прогресс. Я очень хорошо помню то, что было 17 лет назад, и вижу, что сделан огромный шаг вперед.

OGE: How does the NOV Kostroma plant construction project rank in terms of complexity of the issues you had to deal with? Is it comparable to any of the projects your company had done previously?

Gören: Our company possesses vast experience in building industrial facilities. One such example is our performance in Kazakhstan where we built a factory for Borusan Makina Kazakhstan, one of the largest global dealers of Caterpillar. The U.S. company is a world leader in manufacturing heavy construction equipment and machinery, which demands high quality of construction and expects to get the best result in return. We performed a very specific, complex job there as we built a number of manufacturing and service buildings and facilities. The two plants are similar from the technical standpoint. It’s just that Caterpillar’s plant in Kazakhstan is smaller in size, the scope of work is bigger here. By the way, NOV Kostroma is a very important facility for Russia since the country’s economy heavily relies on petroleum industry and needs a facility like this.

НГЕ: По уровню сложности поставленных задач проект строительства завода «НОВ Кострома» сравним с каким-либо из уже выполненных вашей компанией? Герен: У нашей компании есть большой опыт строительства промышленных объектов. Одним из примеров может служить работа в Казахстане, где мы строили завод для «Борусан Макина Казахстан» – одного из крупнейших мировых дилеров компании Caterpillar. Эта американская компания, которая является мировым лидером в области производства тяжелой строительной техники и оборудования, предъявляет весьма серьезные требования к качеству строительства и рассчитывает получить лучший результат. Нами была выполнена весьма специфическая и непростая задача по строительству производственных сервисных зданий и корпусов. Оба завода похожи с технической точки зрения. Правда, по площади казахстанский завод Caterpillar был меньше этого, здесь масштаб больше. К слову, завод «НОВ Кострома» – очень важный для России объект, поскольку экономика страны в большой мере опирается на нефтегазовую отрасль и нуждается в таком объекте.

OGE: How many subcontractors did you have to hire to execute a project this big?

Gören: At different stages of the project we hired a total of more than 20 subcontractor firms. These were mostly Russian companies, we also had subcontractors from Turkey. The maximum number of workers on the construction site was 700 people, today (end of August – OGE) the figure is lower, approximately 650, and as we approach the handover date it will be reduced further.

OGE: What was the most difficult engineering issue you encountered during the project?

Gören: Today you can’t see it, but an entire network of concealed utility systems used to exist on the plant’s compound, stretching from one security checkpoint to the other. We had to move virtually all of them, though apart from construction pros no one is going to notice today what we'd actually done. As regards the construction of the plant itself, there weren’t any big secrets for us, after all we do possess a wealth of experience in this area.

“Since we’re talking about a full-cycle manufacturing on a single site, probably the most challenging task from the designing viewpoint was to calculate the capacity of different pieces of production equipment and make the right kind of set-ups in the plant’s shops. The same can be said of the facility we built in Karaganda for Caterpillar,” adds project manager Yaşar Yilmaz Tuncel.

OGE: In its 10 years in Russia your company has certainly amassed a lot of experience here. Has any of that knowledge been useful in this very project?

Gören: We have experience in building structures of this type, and moreover, we prefer to build industrial facilities. However, we have also built shopping malls and business centers. Over the last five to six years we’ve been mostly building industrial facilities in the power generation sector. For example, we built three hydroelectric plants, one Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

NOV Kostroma is a very important facility for Russia since the country’s economy heavily relies on petroleum industry and needs a facility like this. Завод «НОВ Кострома» – очень важный для России объект, поскольку экономика страны в большой мере опирается на нефтегазовую отрасль и нуждается в таком объекте. НГЕ: Какое количество субподрядных организаций пришлось привлечь для участия в столь масштабном проекте? Герен: На разных этапах проекта мы привлекали больше 20 компаний-субподрядчиков. Это были в основном российские компании, также у нас трудились субподрядчики из Турции. Максимальное количество задействованного персонала на площадке – 700 человек, сегодня (конец августа – НГЕ) его численность чуть ниже, примерно 650, и по мере приближения сдачи объекта будет сокращаться дальше. НГЕ: Какой момент был самый трудный с инженерной точки зрения? Герен: Сейчас ничего этого не видно, но от одного до другого КПП на территории стройплощадки когда-то была целая сеть скрытых инженерных коммуникаций. Практически все пришлось переносить, хотя, кроме профессионалов, сегодня никто этого и не заметит. Что же касается сооружения самого здания завода, то больших секретов для нас здесь нет, все-таки накоплен солидный опыт.

– Поскольку речь идет о полном цикле производства на одной площадке, наверное, самым сложным с точки зрения проектирования было рассчитать мощности тех или иных единиц технологического оборудования и провести их

35

#9-10 September-October 2015

in Shatura, Moscow region, another one in Surgut and a third in the Turkish city of Hatay. Their capacity ranged from 400 to 900 MW. As part of the Sakhalin 2 project we built facilities for Sakhalin Energy.

We also have experience in building breweries – we built one for Еfes Pilsener in Ufa, we built a malt factory in Kazan and we built large wastewater treatment facilities for a Novosibirsk ● Tri Morya specializes in construction of brewery. We also industrial facilities, says Murat Gören expanded the capac- ● По словам Мурата Герена, компания ity of a Voronezh «Три моря» специализируется на brewery owned by строительстве промышленных the St. Petersburg- объектов based Baltika.

Te c h n o l o g i c a l l y these are very complex structures, and we obtained valuable experience that you can’t buy. It has definitely helped us in building this plant.

OGE: How did the tender go? Did you participate directly in it?

Gören: We decided to participate based on our track record in building similar facilities. The tender was held

by MACE, a world-renowned UK-based consultancy – we prepared tender documents in compliance with tender requirements, and handed them over to MACE, which represented our interests in the tender. It’s very interesting to cooperate with NOV, the company is a global leader in building drilling equipment, and we wanted this job very much.

OGE: Can your performance in non-core sectors be a stepping stone for securing new jobs in the field of industrial construction?

Gören: It definitely can, we’re not rejecting offers to work in other sectors. For instance, Norilsk Nickel offered us to build a shopping center and an aquatic park in Norilsk as part of the company’s social responsibility program. It’s a bit of a non-core sector for us, but Norilsk Nickel is a big customer, we performed well, and we hope to boost our ties in the industrial construction sector, too.

Another interesting non-core experience was our participation in construction of facilities for the Winter Olympics in Sochi. We were building a 302-room hotel there. It was very difficult, the construction site was located on the top of a mountain, there were no roads, time was limited, requirements were high, competition was tough, and staff was hard to find, there were very few experienced people left in the job market. Despite all difficultied we managed to complete the project, handed the hotel over on time, and it was full from the beginning to the very end of the Olympics. It was quite an interesting experience.

36

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

DRILLING RIG MANUFACTURING

правильную компоновку в цехах. То же самое можно сказать о заводе, который мы строили в Караганде для Caterpillar, – добавляет руководитель проекта Яшар Йылмаз Тунджел.

НГЕ: За 10 лет работы на российском рынке ваша компания накопила богатый опыт. Он в какой-то мере пригодился в волгореченском проекте? Герен: У нас есть опыт в строительстве объектов подобного типа, более того, мы как раз предпочитаем заниматься возведением промышленных объектов. Тем не менее, кроме них мы также строили торговые и бизнесцентры. На протяжении последних 5-6 лет мы в основном занимаемся строительством промышленных объектов в области энергетики. К примеру, до этого построили три ГРЭС – в Шатуре (Московская область), в Сургуте, и в турецком городе Хатай, мощность которых варьировалась в диапазоне от 400 до 900 МВт. В рамках проекта «Сахалин-2» мы строили объекты для заказчика, компании Sakhalin Energy. Также у нас есть опыт строительства пивоваренных заводов – для компании Еfes Pilsener мы построили пивоваренный завод в Уфе, фабрику по производству солода в Казани, и большие очистные сооружения для пивзавода в Новосибирске. Для питерской «Балтики» мы расширяли имеющийся завод в Воронеже. Это очень сложные в технологическом смысле объекты, весьма полезный опыт, который нельзя купить. Он, безусловно, помог нам при строительстве этого объекта. НГЕ: Как проходил тендер? Вы участвовали в нем напрямую? Герен: Так как мы имеем опыт в строительстве такого рода объектов, нами было принято решение участвовать в тендере. Тендер был проведен известной во всем мире британской консалтинговой компанией MACE – мы подготавливали тендерную документацию, согласно требованиям тендера, передавали ее в консалтинговую компанию, а она представляла наши интересы в тендере. Сотрудничать с NOV нам очень интересно, это мировой лидер в производстве буровой техники, и мы очень хотели получить генподряд в Волгореченске. НГЕ: Работа в непрофильных для компании секторах может стать трамплином для более тесного сотрудничества, но уже в области промышленного строительства? Герен: Безусловно, мы от проектов в других областях тоже не отказываемся. Например, «Норильский никель» в рамках реализации программы социальной ответственности поручил нам строительство торгового центра и аквапарка в Норильске. Это немного не наш профиль, но «Норильский никель» – крупный заказчик, мы отработали хорошо, и надеемся укрепить наше сотрудничество и в сфере промышленного строительства. Кстати, еще один интересный непрофильный опыт – участие в строительстве объектов в рамках подготовки к зимней Олимпиаде в Сочи. Там мы строили гостиницу на 302 номера. Было очень сложно, строили на самой высотной отметке горы, дорог не было, время ограничено, требования – высокие, острая конкуренция, дефицит кадров, ведь опытных людей на рынке практически не осталось. Несмотря на все трудности, мы успели, сдали объект в срок, наша гостиница была заполненной до отказа с начала и до конца Игр. Это был очень интересный опыт.

Oil&GasEURASIA

CATALYSTS

Gazprom Neft Upgrades Catalyst Manufacturing in Omsk

«Газпром нефть» модернизирует производство катализаторов в Омске

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Elena Zhuk

G

azprom Neft plans to expand import-substituting production of catalysts at its Omsk refinery, one of Russia’s oldest refineries that recently celebrated its 60th anniversary.

In early September, the company signed an agreement with the Omsk Region government for implementation of a $11-billion investment project to develop domestic manufacturing of catalysts. The project envisages construction of new facilities for catalytic cracking catalysts, hydrotreating catalysts and hydrocracking catalysts production, and eventually boost oil products output to 21,000 tons per year (15,000 tons and 6,000 tons of cracking catalysts and hydroprocessing catalysts, accordingly). Today, the Omsk refinery already produces 3,200 tons of catalytic cracking catalysts. This size of output is sufficient to meet the needs of the Omsk plant, while a part of manufactured catalysts is delivered to Gazprom Neft’s Moscow refinery.

38

Елена Жук

«Г

азпром нефть» планирует расширять импортозамещающее производство катализаторов на одном из старейших НПЗ в России, Омском нефтеперерабатывающем заводе (ОНПЗ), отметившем недавно 60-летний юбилей. В начале сентября компания заключила соглашение с правительством Омской области о реализации инвестиционного проекта стоимостью 11 млрд рублей по развитию производства российских катализаторов для нефтепереработки. В рамках проекта будет построен новый комплекс по производству катализаторов каталитического крекинга, гидроочистки и гидрокрекинга, позволяющий увеличить объем выпуска продукции до 21 тыс. т в год (15 и 6 тыс. т катализаторов каткрекинга и гидропроцессов, соответственно). Сегодня на ОНПЗ уже производится около 3,2 тыс. т катализаторов каталитического крекинга, полностью обеспечивающих потребность самого завода, а также поставляемых на Московский НПЗ.

Oil&GasEURASIA

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

КАТАЛИЗАТОРЫ

SOURCE: SIBIRSKAYA NEFT / ИСТОЧНИК: СИБИРСКАЯ НЕФТЬ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Catalytic cracking catalysts Катализаторы каталитическоaccelerate chemical reactions of го крекинга ускоряют химические hydrocarbon fractions processing реакции, лежащие в основе глубоin the production of high octane кой переработки нефтепродуктов gasoline. The Omsk refinery has в производстве высокооктановых been producing catalytic cracking бензинов. На ОНПЗ их выпускают с catalysts since 1965.

1965 года.

Catalyst manufacturing is В мировой практике производa non-core business for oil proство катализаторов для нефтяных ducers worldwide, and that’s why компаний – непрофильный бизнес Gazprom Neft initially intended to и поэтому катализаторную фабриsell the catalysts plant it had inherку, доставшуюся «Газпром нефти» ited in 2005 from the refinery’s preв 2005 году в наследство от предыvious owner, Gazprom Neft CEO дущего собственника ОНПЗ, понаAlexander Dyukov told reporters. чалу планировали передать в другие However, after failing to find a reliруки, рассказал журналистам предable partner, the company decided седатель правления «Газпром нефти» to rely on its own resources. Not Александр Дюков. Но поскольку only did it keep the plant, which надежного в этой области партнера is Russia’s sole producer of microне нашли, в компании решили опеspherical zeolitic cracking cataреться на собственные силы. В итоге lysts, but it also improved product удалось не только сохранить фабриquality. ку, которая сегодня единственная в Jointly with the Institute of стране производит микросферичеHydrocarbon Processing of the ский цеолитсодержащий катализаSiberian branch of the Russian тор крекинга, но и усовершенствоAcademy of Sciences, the Omsk ● Production of high quality gasoline is important вать выпускаемую продукцию. refinery developed a byzeolitic for Russia's economy, thinks Alexander Dyukov Совместно с Институтом проcatalyst, which besides increasing ● Производство высококачественного бензина блем переработки углеводородов the output of gasoline and boost- важно для российской экономики, считает Сибирского отделения РАН на ОНПЗ ing the octane rating also reduces Александр Дюков был разработан бицеолитный катаsulfur content. The plant launched лизатор, который позволяет не тольproduction in 2012. ко увеличить объемы выпуска бензинов и их октановое The results of a survey conducted by CPERI inde- число, но и снизить содержание серы. К его производству pendent research center in Thessaloniki, Greece, showed на заводе приступили в 2012 году. that the catalysts produced in Omsk outperform the best Результаты исследования, проведенного незавиforeign counterparts on a number of indicators, includ- симым исследовательским центром CPERI в Салониках ing cycle life, Gazprom Neft claims. According to Dyukov, (Греция) показали, что катализатор производства ОНПЗ a byzeolitic catalyst matches the quality of products by по ряду параметров, в том числе по сроку службы, превосходит лучшие образцы зарубежных производителей, отмечают в «Газпром нефти». По словам Дюкова, бицеолитный катализатор не уступает продукции таких крупных поставщиков на российский рынок нефтепереработки, как американская Graсe и немецкая BASF Catalysts. «Сейчас мы делаем еще один шаг вперед, начинаем производить катализатор “Авангард”, более продвинутую версию бицеолитного катализатора. Это катализатор следующего поколения с еще большей эффективностью», – отметил руководитель. Модернизация существующего производства катализаторов с целью перехода на выпуск более эффективного, качественного и с более низкой себестоимостью катализатора станет первым этапом программы развития катализаторного производства. Помощь Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

39

#9-10 September-October 2015

major foreign suppliers to Russia’s refining market such as U.S.based American Grace Catalysts Technologies and Germany’s BASF Catalysts.

“Now we are making a breakthrough and starting to produce the Avangard catalyst, an advanced modification of a byzeolitic catalyst. That’s the next generation catalyst with even greater efficiency,” Dyukov said.

The upgrade of existing catalyst manufacturing facilities in order to switch to more efficient, high-quality and lower-cost catalyst production will be the first stage of the catalyst production development program.

RUSNANO will provide assistance in the Omsk refinery modernization, in mid-June Gazprom Neft and RUSNANO signed a letter of intent stipulating modernization of existing manufacturing facilities in Omsk, and the construction of a pilot catalytic cracking unit for testing new series of catalysts.

40

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

CATALYSTS

● According to Dmitry Khrapov, currently it is not possible to clean the Euro-5 fuel by using Russian hydrotreating catalysts ● По словам Дмитрия Храпова, очистка топлива 5-го класса на катализаторах гидроочистки российского производства сегодня не представляется возможной

в модернизации ОНПЗ будет оказывать корпорация «Роснано», с которой в середине июня «Газпром нефть» подписала соглашение о намерениях, предусматривающее модернизацию действующего на заводе производства, а также строительство пилотной установки каталитического крекинга для испытаний новых серий катализаторов. Второй этап программы будет связан с расширением мощностей производства, связанным со стратегией выхода на рынки ближнего (Белоруссия, Казахстан) и дальнего зарубежья, внедрением наработок компании в области процессов гидроочистки, гидрокрекинга и депарафинизации. На этом этапе инвестиции составят около 10 млрд рублей. Если в области катализаторов каткрекинга компании удалось продвинуться до уровня качества, не уступающего мировым аналогам, то в области гидроочистки российская продукция пока не превосходит импортную по качеству, а катализа-

RUSNANO Invests in Catalysts

«РОСНАНО» вложится в катализаторы

In late March, Russia’s Energy Ministry approved an import-substitution activity plan for refining and petrochemical industry in 2015-2020. Over this period, the share of imported catalytic cracking catalysts will be reduced from the current 65 percent to 25 percent, while the share of foreign-made hydrotreating catalysts will shrink from the current 97 percent to 45 percent (see Table).

Gazprom Neft is one of the moderators of the refining catalysts import-substitution project and is in charge of catalytic cracking, hydrotreating and hydrocracking catalysts. RUSNANO corporation assists Gazprom Neft in developing the project, which is conducted at the Omsk oil refinery and supported by the regional government. As RUSNANO’s investments director Sergei Ivashkovsky told OGE, the company has already given preliminary approval for investments in the first stage of the project and an agreement has been reached in terms of RUSNANO’s participation in financing the second stage. The project’s budget is estimated at 11 billion rubles, and will be specified when the investment decision is made.

According to Ivashkovsky, modernization of the existing catalyst manufacturing will be carried out during the first stage of the project. It’s planned to upgrade technology equipment in order to make the switch to manufacturing of Avangard and Oktan new series of catalysts whose quality will match that of imported counterparts. The first stage will be completed with the production launch scheduled in the third quarter of 2016.

A catalytic cracking pilot unit for more efficient development and testing of new types of catalysts should be built by next September. “The existing catalysts were developed for use with the oil delivered to Omsk and Moscow refineries. But the market will also need catalysts that are compatible with different chemical compositions of oil and different operation settings modes.

For instance, a LUKOIL refinery may order a special-design catalyst,” says Ivashkovsky.

В конце марта министерство энергетики утвердило план мероприятий по импортозамещению в нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях промышленности России на 2015-2020 годы. В частности, долю импортных катализаторов каталитического крекинга в указанный период планируется сократить с нынешних 65% до 25%, катализаторов гидроочистки – с нынешних 97% до 45% (см. таблицу). «Газпром нефть» является одним из модераторов проекта по импортозамещению катализаторов нефтепереработки в рамках проекта, и отвечает за катализаторы каталитического крекинга, гидроочистки и гидрокрекинга. Помощь в реализации проекта развития катализаторного производства «Газпром нефти», осуществляемом при поддержке правительства Омской области на базе ОНПЗ, компании оказывает и корпорация «РОСНАНО». Как рассказал НГЕ директор по инвестициям УК «РОСНАНО» Сергей Ивашковский, предварительно уже утверждено финансирование первого этапа проекта и есть договоренность об участии в финансировании его второго этапа. Бюджет проекта составляет ориентировочно 11 млрд рублей, но будет уточнен к моменту инвестиционного решения. По словам Ивашковского, в рамках первого этапа проекта пройдет модернизация существующего производства катализаторов на Омском НПЗ. Будет обновлено технологическое оборудование, необходимое для перехода на выпуск катализаторов новой серии «Авангард» и «Октан», не уступающих по своим характеристикам иностранным катализаторам. Первый этап завершится запуском производства в третьем квартале 2016 года. К сентябрю следующего года планируется создать и пилотную установку каткрекинга для более эффективной разработки и испытаний новых видов катализаторов. «Существующие катализаторы разработаны под состав нефти, поступающей на Омский и Московский НПЗ. Рынку нужны будут катализаторы под соответствующие химические составы нефти и режимы работы установок. Допустим, обратятся с НПЗ “ЛУКОЙЛа”, для которого нужно будет разработать катализатор», – говорит Ивашковский.

Oil&GasEURASIA

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

The program’s second stage involves expansion of manufacturing capacity in line with the adopted strategy of entering the CIS (Belarus, Kazakhstan) and other foreign markets, introduction of the company’s developments in hydrotreating, hydrocracking and сatalyst reactivation processes. This stage will require around 10 billion rubles in investments.

While Gazprom Neft’s catalytic cracking catalysts match global quality standards, Russian hydrotreating catalysts aren’t superior to imports, and hydrocracking catalysts aren’t produced in Russia at all.

Upon completion of the catalyst manufacturing development program, the Omsk refinery seeks to fully cover the domestic refining sector’s demand for hydrocracking catalysts, to

КАТАЛИЗАТОРЫ торы гидрокрекинга в России и вовсе не производятся. Но на ОНПЗ ставят перед собой амбициозную задачу по завершению программы развития катализаторного производства полностью обеспечить российскую нефтепереработку катализаторами гидрокрекинга, а по объемам выпуска катализаторов каткрекинга увеличить долю рынка с 34 до 100%, а катализаторов гидроочистки – с 10 до 70%, потеснив зарубежных производителей. «На одной из установок гидроочистки сейчас находится в опытной эксплуатации катализатор, разработанный в новосибирском Институте катализа им. Г.К. Борескова СО РАН. Мы его дорабатываем, и по этой технологии будем строить свое собственное производство, – рассказывает главный технолог ОНПЗ Дмитрий Храпов. – Сейчас очищать топливо пятого класса на катализаторах гидро-

В октябре с содержанием In October, проекта будет ознакомлен the project will обновленный совет дирекbe presented to торов «РОСНАНО», в котоRUSNANO’s board рый в июле вошли вице-преof directors, which in мьер Аркадий Дворкович, July brought into the глава Минпромторга fold Russia's Deputy Денис Мантуров, замглавы Prime Minister Минэкономразвития Олег Arkady Dvorkovich, Фомичев и заместитель Industry and Trade министра финансов Андрей Minister Denis Иванов.

Manturov, Economic «После заседания совеDevelopment та директоров будет начаand Trade Deputy то софинансирование проMinister Oleg екта модернизации», – расFomichev, Deputy сказал Ивашковский. Также Finance Minister в настоящий момент выполAndrei Ivanov. няется технико-экономиче“After the board ское обоснование инвестиmeeting co-financций (ТЭОИ) в проект строиing of the modernSOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РФ тельства абсолютно нового ization project will комплекса по производству start,” Ivashkovsky said. Meanwhile, a feasibility study on investments (FSI) in construction of катализаторов каталитического крекинга и гидропроцессов. По результатам a completely new complex for manufacturing catalytic cracking and hydro- ТЭОИ «Газпром нефть» и «РОСНАНО» примут решение о создании проектprocessing catalysts is being carried out. After getting acquainted with the ной компании для финансирования этого проекта. Он уточнил, что в «Газпром results of FSI Gazprom Neft and RUSNANO will decide on setting up an engi- нефти» рассчитывают на инвестиции «РОСНАНО» в размере до половины бюдneering company to finance the project. He said that Gazprom Neft counts on жета, необходимого для реализации проекта, но объем инвестиций в собственRUSNANO shouldering up to a half of the project’s budget, but the amount of ный капитал проектной компании может быть снижен за счет привлечения investment in the engineering company’s own capital may be reduced thanks заемных средств от банков. «РОСНАНО» также будет готова оказать содейto bank loans. RUSNANO will also be ready to assist in replicating the engineer- ствие по внедрению катализаторов производства проектной компании на других российских НПЗ. ing company’s catalysts manufacturing at other Russian refineries.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

41

#9-10 September-October 2015

CATALYSTS PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

increase the market share of cataочистки российского производlytic cracking catalysts from 34 perства невозможно». cent to 100 percent, and the share of Грант Минобрнауки в размеhydrotreating catalysts from 10 perре свыше 200 млн рублей на разcent to 70 percent, eventually gaining работку катализаторов двух типов an edge over foreign competitors. получили флагманы российской “The catalyst developed by the науки Институт катализа им. Г.К.

Novosibirsk-based Boreskov Institute Борескова СО РАН, Институт проof Catalysis is now being tested on блем переработки углеводородов one of the hydrotreating units. We СO РАН, Институт нефтехимичеare fine-tuning it, and plan to use this ского синтеза им. А.В.Топчиева technology in our manufacturing,” РАН. ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» Omsk refinery chief process engineer выступает на правах индустриDmitry Khrapov says. “Currently, it ального партнера проекта. is not impossible to clean the Euro-5 По мнению Дюкова, произfuel by using Russian hydrotreating водства катализаторов каткреcatalysts.” кинга – стратегическое важное Russia’s Education and Science для российской нефтяной проMinistry awarded a 200-millionмышленности направление ruble grant to the Boreskov Institute импортозамещения, поскольку of Catalysis (SB RAS), Institute нужно удовлетворить потребof Hydrocarbons Processing (SB ность страны в бензине. «Мы RAS) and Topchiev Institute of будем заниматься и гидропроPetrochemical Synthesis (RAS) for цессами, это тоже важно, но для the development of two types of cataнашей российской экономики lysts. Gazprom Neft Omsk refinery is ● Тhis year, the issue of product quality improveважно производство высококаan industrial partner of the project. чественного бензина… Без катаment will be fully resolved, says Oleg Belyavsky According to Dyukov, catalytic ● В этом году задача повышения качества лизатора каткрекинга удовлетcracking catalysts production is a stra- продукции ОНПЗ будет решена на 100%, ворить потребности экономики tegically important field of imports утверждает Олег Белявский будет гораздо сложнее», – отмеsubstitution in Russia’s oil industry чает он. because of the need to meet the country’s demand for Производство цеолитосодержащих катализаторов high-quality gasoline. “We will be engaged in hydropro- каткрекинга будет полностью локализовано, при этом cessing as well, however, gasoline production is important используемые в качестве сырья силикаты будут поставfor Russian economy... Without catalytic cracking cata- ляться из Казахстана. lysts it will be much more difficult to meet the needs of Еще один вид продукции, производство которой осваeconomy,” he said. ивается на предприятии в сотрудничестве с Уфимским Production of zeolite-containing catalytic cracking государственным нефтяным техническим университетом, catalysts will be fully localized, while silicate stock will be – игольчатый кокс. По словам Храпова, ранее этот продукт supplied from Kazakhstan. приходилось покупать за рубежом.

Needle coke is another product, which is currentЛетом была выпущена первая партия объемом 1,3 тыс. ly going through a pilot production stage in Omsk in т этого ценного сырья, используемого в металлургической cooperation with the Ufa State Petroleum Technological промышленности, а также для изготовления углеграфитоUniversity. According to Khrapov, in the past Russia had to вой продукции, применяемой в атомной, химической и buy needle coke abroad. космической отраслях. В настоящее время разрабатываIn summer the Omsk plant produced the first 1,300- ется проектная документация для планового внедрения, и ton batch of this valuable raw material, which is used in после модернизации действующей установки в 2019 году the steel industry, as well as in manufacturing of carbon предприятие сможет выпускать игольчатый кокс в достаand graphite products used in nuclear, chemical and space точном для российского рынка объеме. industries. Currently, design documents are developed in Освоение новых видов продукции – один из результаorder to introduce this technology. After upgrading the тов масштабной модернизации одного из старейших росexisting unit in 2019, the company will be able to produce сийских НПЗ, сегодня занимающего лидерские позиции needle coke in the volumes sufficient to meet Russian в отрасли по объемам переработки – 21,3 млн т, глубине market demand. переработки – 93%, а также по выходу светлых нефтепроNew products development is one of the results of дуктов – 67,3% по результатам 2014 года. large-scale modernization of one of Russia’s oldest refinВ 2015 году завершается первый этап программы разeries, which last year topped the list of national refiners вития ОНПЗ, в основном, связанный с повышением качеin terms of throughput, totaling 21.3 million tons, posted ства продукции – задачи, которая, по словам генерального the highest conversion rate of 93 percent, and the highest директора ОНПЗ Олега Белявского, в 2015 году будет решеyield of light fuel products at 67.3 percent. на на 100%. Уже сейчас стандарту Евро-5 соответствует все This year, the first stage of Omsk Refinery develop- дизельное топливо и около 90% бензина, производимых ment program will be completed, and it will mainly на ОНПЗ, а к концу года уже весь бензин, выпускаемый на deal with the issue of product quality improvement, предприятии, будет соответствовать Евро-5.

42

Oil&GasEURASIA

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

which, according to Omsk refinery general director Oleg Belyavsky, will be fully resolved by the end of 2015. All diesel fuel and 90 percent of gasoline produced at the Omsk refinery already meets Euro-5 emissions standards, and by year-end so will all gasoline.

During stage one, a number of units have been built and installed at the plant including Isomalk-2, Russia’s largest isomerization unit, diesel fuel and gasoline hydrotreater, as well as other plant facilities. “The final touch will be repairs at our KT-1/1 catalytic cracking complex that are to be finished by the end of the year. As a result, our whole gasoline output is going to match Euro-5 standards,” Belyavsky says.

The catalytic cracking unit (part of the KT-1/1 complex), which had been commissioned in 1994, is still working, but preparations are already in progress for repair and assembly of an upgraded reactor unit, the core unit of catalytic cracking, one of the most sophisticated processes in a high-conversion refinery. The reactor unit includes the reactor and regenerator dome, where about 300 tons of liquid, feedstock and catalyst continuously circulate. In order to remove the existing and install new heavy equipment (the dome regenerator assembly alone weighs about 700 tons) a unique crane mechanism with a 1,350-ton lifting capacity will be used. It was delivered from Nizhnekamsk by 80 trucks.

Catalytic cracking complex reconstruction is one of the steps that aim to boost the yield of light fuel products, which by 2020 is projected to reach 83 percent.

“The second part of the plant development program for the period till 2020 is associated with an increase of oil conversion rate,” Belyavsky says. “Several big complexes will be the central part of the program. For example, vacuum gas oil hydrocracking complex, coke production complex, crude distillation unit, infrastructure facilities, including offsite facilities, water treatment facilities, flare systems, nitrogen production unit, hydrogen production and sulfur production unit. About 180 billion rubles will be spent on the construction of this huge complex.”

According to Gazprom Neft’s Dyukov, besides addressing the issues of quality and conversion rate increase the implementation of two programs also deals with facilities’ upgrade, improvement of operational capability, efficiency, and reduction of environmental impact. Under the modernization program, Gazprom Neft plans to invest an estimated 23 billion rubles in environmental activities.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КАТАЛИЗАТОРЫ На первом этапе был построен ряд комплексов, крупнейший в России комплекс изомеризации Изомалк-2, установки гидроочистки дизельного топлива и бензина, ряд объектов общезаводского хозяйства. «Последний штрих в этой программе: до конца года завершится реконструкция комплекса каталитического крекинга КТ-1/1, что позволит нам выпускать продукцию 100% пятого класса», – говорит Белявский. Установка каталитического крекинга комплекса КТ-1/1, введенная в эксплуатацию в 1994 году, пока работает, но уже идет подготовка к ремонту, сборке обновленного реакторного блока, главного аппарата каталитического крекинга, одного из самых сложных в глубокой переработке процессов. Реакторный блок состоит из реактора и купола регенератора, в которых непрерывно циркулирует около 300 т жидкости – исходного сырья и катализатора. Для демонтажа существующего и монтажа нового тяжелого оборудования (только купол регенератора в сборе весит около 700 т) будет использоваться уникальный крановый механизм грузоподъемностью 1 350 т, доставленный из Нижнекамска на 80 большегрузных автофургонах. Реконструкция комплекса каталитического крекинга – одно из мероприятий, направленных на увеличение выхода светлых нефтепродуктов, который к 2020 году планируют довести до 83%. «Вторая часть программы развития предприятия, которая рассчитана до 2020 года, связана с повышением глубины переработки нефти, – говорит Белявский. – В ней основным является ряд крупных комплексов. Например, комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля, комплекс производства кокса, установка первичной переработки нефти, ряд объектов, связанных с инфраструктурой. Это общезаводское хозяйство, очистные сооружения, факельные системы, установка производства азота из атмосферного воздуха, установка производства водорода и серы. Огромный комплекс, на создание которого будет затрачено около 180 млрд рублей». Как отметил председатель правления «Газпром нефти», реализация двух программ – это не только вопросы качества и повышения глубины, но и обновления мощностей, повышения эксплуатационной готовности, эффективности и снижения нагрузки на окружающую среду. Инвестиции компании в экологические мероприятия в рамках модернизации Омского НПЗ оцениваются в 23 млрд рублей.

43

ONPZ IS 60!

OGE on the scene Наш фоторепортаж с места события Photos: Pyotr Degtyarev

44

Фото: Петр Дегтярев

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2015

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ОНПЗ – 60!

45

OIL PRICES

How Realistic Is $100 Oil Era Comeback Вернется ли эпоха нефти по $100 за баррель

Ivan Shlygin

Иван Шлыгин

he rapid plunge of oil prices, which had begun in 2014, suggests that the era of pricey oil may be coming to an end. The majority of industry experts reviewed their forecasts a long time ago and came up with more moderate expectations that have the Brent crude price ranging from $60 to $70 per barrel in the nearest

тремительное падение нефтяных котировок, начавшееся в 2014 году, все настойчивее ставит вопрос о конце эпохи высоких цен на этот вид сырья. Большинство экспертов уже давно пересмотрели свои прогнозы, снизив ожидания по нефти марки Brent до $60-70 за баррель на ближайшие годы. Число сторонников возвращения цен на нефть к $100 за баррель заметно сократилось, но они есть. Некоторые из экспертов говорят, о возможности кратковременного достижения этого уровня. Причины падения на углеводороды очевидны и уже неоднократно озвучивались. Все они сводятся к переизбытку предложения нефти. Проблема заключается в том, чтобы повысить в этих условиях и спрос. Безусловно, есть и факторы риска для высоких цен: неспокойная обстановка в Ираке и Турции, а также вероятность приостановки, либо прекращения работы над отменой санкций в отношении Ирана. Всемирный банк прогнозирует падение цен на углеводороды на $10 из-за снятия санкций с Ирана.

С

SOURCE: IMF / ИСТОЧНИК: МВФ

T

● ●

46

IMF's spot crude oil price forecast in 2013-2020* Прогноз цены на нефть на спотовом рынке (2013-2020)*

Oil&GasEURASIA

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

couple of years. The number of those who supported the scenario of oil prices jumping back to $100 per barrel has shrunk significantly, but there still are analysts who back that view. On the other hand, some experts do believe that oil might climb back to that price level over a short period of time.

The reasons behind the plummeting hydrocarbons prices are evident and have been identified more than once. Ultimately, it all boils down to excessive oil supply. The problem is how to boost demand under current conditions.

Certainly, there are also risk factors that might spur the growth of oil prices such as instability in Iraq and Turkey, as well as hypothetical halt or abandoning the lifting of sanctions on Iran. The World Bank forecasts the $10 fall of oil prices due to the lifting of Iranian sanctions.

Cheap oil has already created problems for a number of countries whose government budgets heavily depend on oil export. One such example is Saudi Arabia: its government was forced to issue debt securities for the first time since 2007 in order to cope with the budget deficit and sustain the current level of expenditure. Low hydrocarbon prices also put heavy pressure on the Russian ruble, which has been losing its value against the U.S. dollar and Euro. That’s why Russia’s Finance Ministry, Economic Development Ministry and Central Bank have had to make several (positive, base and negative) oil price forecasts at once in order to predict all possible development scenarios.

Norway’s Rystad Energy AS consultancy reported that since the beginning of this year the global oil and

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЦЕНЫ НА НЕФТЬ Дешевая нефть уже создала проблемы при планировании госрасходов у многих стран, чьи доходы сильно зависят от экспорта углеводородов. Одним из примеров тому является Саудовская Аравия, правительству которой пришлось пойти на размещение долговых бумаг впервые с 2007 года, чтобы справиться с дефицитом бюджета, сохранив текущий уровень расходов. Низкие цены на углеводороды оказывают сильное давление на ● Аccording to Al-Waleed российский рубль, обесценивая его bin Talal, oil price is по отношению к доллару и евро. unlikely to jump back to По этой причине Минфину, МЭР и $100 per barrel ЦБ РФ приходится составлять сразу ● По мнению Альнесколько прогнозов цен на нефть Валида бин Талала, цена (позитивный, базовый и негативна нефть вряд ли вновь ный), чтобы предусмотреть все возподнимется до $100 за можные варианты развития ситубаррель ации. Норвежская консалтинговая компания Rystad Energy AS подсчитала, что с начала 2015 года нефтегазовый сектор сэкономил рекордную сумму после нефтяного краха 1986 года в $180 млрд. Chevron Corp., Royal Dutch Shell и другие компании увольняют тысячи сотрудников и отменяют инвестпроекты, чтобы сохранить дивиденды на прежнем уровне. Норвегия заявила, что готова использовать нефтяные накопления своего суверенного фонда в попытке поддер-

47

OIL PRICES

#9-10 September-October 2015

gas sector has saved $180 billion – жать экономику и остановить рост безработицы на a record amount since the 1986 oil фоне самого глубокого падения цен на нефть с начала crash. Chevron Corp., Royal Dutch финансового кризиса. Министр энергетики Алжира Shell and other companies have fired Салах Кебри накануне заявил, что страны ОПЕК обсужthousands of employees and canдают возможность проведения экстренного заседания celled investment projects so they из-за падения цен на нефть. Член cаудовской королевcould retain dividends on the same ской семьи, предприниматель и международный инвеscale. стор Аль-Валид бин Талал высказывал мнение, что цена Norway’s government said that на нефть вряд ли снова поднимется до отметки в $100. it was ready to use oil revenues from «Во-первых, спрос на этот ресурс сильно упал, поскольits Sovereign Wealth Fund in an effort ку рост экономики многих стран, в том числе Китая и to prop up economy and halt the Индии, сильно замедлился, – говорил он. – Во-вторых, growth of unemployment rate on объем добываемой нефти сильно увеличился, в том the backdrop of the biggest oil price ● Oil output growth is числе и из-за американского сланцевого газа, что создаplunge since the financial crisis set in. going to stop soon since ло избыток предложения на рынке».

Algerian Energy Minister Salah Khebri many countries can't С этим утверждением не согласен бывший главный said that OPEC countries were dis- compete at current prices, экономист Международного валютного фонда (МВФ) cussing the possibility of holding an thinks Vasily Oleinik Кеннет Рогофф: «Я готов поспорить с тезисом, что цена emergency session because of the oil ● Рост нефтедобычи на нефть никогда не вернется к знаковому порогу в $100 price decline. A member of the Saudi скоро закончится за баррель. Вероятно, цена вернется на этот уровень». royal family, entrepreneur and inter- поскольку многие Американский деловой магнат, глава инвесткомпаnational investor Al-Waleed bin Talal страны не могут нии BP Capital Management Томас Бун Пикенс в конце questioned the likelihood of oil price конкурировать с марта спрогнозировал рост цен на нефть до $100 за jumping back to $100 per barrel. “First текущими ценами, баррель к концу 2016 года. Ранее Пикенс заявил в интерof all, demand for oil has significantly считает Василий Олейник вью Financial Times, что сланцевая промышленность dropped since the pace of economic США производит превышающие спрос объемы нефти и growth in many countries, including China and India, has должна сократить добычу для увеличения мировых цен на slowed down substantially,” he said. “Secondly, oil output нефть вместо того, чтобы ждать аналогичного действия от has grown by a big margin, in part due to U.S. shale gas, Саудовской Аравии. Официальные представители лондонand that has created a surplus in demand.” ского офиса BP сообщили НГЕ, что повышение цен до $100 Kenneth Rogoff, former chief economist at the за баррель было необычным явлением и в текущей ситуаInternational Monetary Fund, disagrees: “I am ready to ции не стоит рассчитывать на возвращение к этому уровню. challenge the claim that oil prices won’t return to the Глава концерна Eni Клаудио Дескальци во время пря$100 per barrel benchmark. Probably, the price will climb мой трансляции на Давосском форуме в конце января 2015 back to that level.” года заявлял, что цены на нефть в течение 4-5 лет могут In late March, U.S. business magnate, BP Capital подняться до $100 за баррель. Нынешнее падение цен свяManagement chief Thomas Boone Pickens forecast that зано с заменой на финансовом рынке длинных позиций на oil prices would grow to $100 per barrel by the end of спекулятивные короткие после решения ОПЕК сохранить 2016. Earlier, he told Financial Times in an interview добычу нефти на прежнем уровне. that U.S. shale oil industry was producing a surplus and Эксперт ИК «Ай Ти Инвест» Василий Олейник объadded that Washington needed to cut output so the oil ясняет, что с текущими ценами на нефть многие страны price could go back up again instead of waiting on Saudi конкурировать уже не могут, поэтому рост добычи скоро Arabia to make similar cuts. A spokesman for London’s закончится. «Те же «саудиты» сейчас стараются по максимуBP office told OGE that “$100 per barrel [oil] was unusual” му выкачивать нефть из всех существующих месторождеand added that the current prices are ний, которые истощены уже на 60-80%, а в разработку likely to stay “lower for longer.” новых пока никто не вкладывается, – говорит эксперт. – Speaking in late January at the Сегодня у ОПЕК всего 1,6 млн баррелей в сутки свободWorld Economic Forum in Davos, Eni ных мощностей, и это самый низкий уровень со времен chief Claudio Descalzi said that oil до финансового кризиса 2008 года». prices could climb to $100 per barrel На данный момент, проекты во всем мире, для over four to five years. He linked the которых требуется $100 или более заморожены на неоcurrent fall with the replacement of пределенный срок, а крупные нефтяные компании, по long positions in the financial market его словам, отменили или отложили новые проекты by speculative short ones after OPEC на общую сумму в $200 млрд, так как их целью являетdecided to sustain oil output rates. ся сокращение затрат. «Кредитование «сланцевиков» в IT Invest investment company США уже давно приостановлено, а на рынке эти компаexpert Vasily Oleinik explains that нии могут занять сейчас деньги только под двузначную many countries can’t compete at cur- ● The era of expensive величину, – рассказывает Олейник. – Сейчас сложно rent oil prices and that’s why output oil is coming to an end, сказать, сколько еще продлится эта война за рынки growth is going to stop soon. “The believes Vadim Bitсбыта, но ясно одно, чем дольше она будет тянуться, тем Saudis are trying to pump as much oil Avragim потом сильнее взлетят цены на «черное золото». С высоas possible from all existing wells that ● Эпоха дорогой нефти кой вероятностью, мы можем уже в следующем году, по have been depleted 60 to 80 percent заканчивается, уверен его мнению, увидеть цены на нефть вновь в диапазоне while no one invests in development Вадим Бит-Аврагим $80-100 за баррель».

48

Oil&GasEURASIA

Смазочные материалы Mobil обеспечивают эффективную работу крупнейшей в мире нефтяной буровой платформы «Беркут» на месторождении Аркутун-Даги.

• Богатейший опыт компании ExxonMobil в нефтедобывающей отрасли позволяет разрабатывать передовые смазочные решения, которые помогают увеличить производительность оборудования, эксплуатируемого на месторождениях.

• Индустриальные смазочные материалы Mobil повышают показатели безопасности, производительности и устойчивости работы нефтегазовых компаний, осуществляющих свою деятельность в суровых климатических условиях.

• Беркут – это крупнейшая в России ледостойкая нефтегазодобывающая платформа, которая разрабатывает месторождение Аркутун-Даги.

Реклама

для многоцелевого применения в тяжело нагруженных подшипниках и других узлах трения.

Индустриальные смазочные материалы Mobil используются на нефтегазодобывающей буровой платформе «Беркут», которая была введена в эксплуатацию 27 июня 2014 года. Эффективная работа морских нефтегазовых буровых установок и платформ зависит от эксплуатационных свойств смазочных материалов для самых разнообразных применений. Так, например, к ответственному оборудованию относятся турбины и дизель-генераторы, которые обеспечивают основное и резервное электроснабжение. Также требуется надежная работа воздушных и газовых компрессоров, а также компрессоров систем охлаждения. Редукторы и открытые зубчатые передачи играют важную роль в подъемно-транспортных механизмах – лебедках, кранах, конвейерах и лифтах. Специалисты компании ExxonMobil Fuels & Lubricants изучили техническое задание и рекомендовали смазочные материалы Mobil, которые обеспечивают бесперебойную работу всех машин и механизмов на платформе. Были тщательно проработаны кар-

ты смазки и предложены продукты Mobil, полностью соответствующие требованиям производителей оборудования или превосходящие их. Предпочтения отдавались тем маслам и смазкам, которые уже продемонстрировавшие свои высочайшие эксплуатационные характеристики на других месторождениях проекта «Сахалин-1» и надежно зарекомендовали себя. В результате пуск в эксплуатацию всех основных видов оборудования платформы «Беркут» был осуществлен с применением смазочных материалов Mobil, в том числе: Mobil SHC™ 824 и 825 – высококачественные синтетические масла, предназначенные для промышленных газовых турбин; Mobil SHC 500™, Mobil DTE 10 Excel™ – гидравлические масла с увеличенным сроком службы, которые предотвращают образование отложений в гидравлических системах и обеспечивают их исключительную чистоту при экстремальных условиях эксплуатации; Mobilith SHC™ – высокоэффективные синтетические пластичные смазки, предназначенные

Группа экспертов Mobil Industrial Lubricants приняла участие в реализации проекта практически с самого его начала и обеспечила инженерное сопровождение до момента ввода «Беркут» в эксплуатацию. На 2015 год был составлен и одобрен план по дальнейшему инженерному сопровождению. Наряду с высококачественными смазочными материалами Mobil, компания ExxonMobil предлагает собственную онлайн-программу мониторинга работающих масел и ее новейшую версию MobilServ™, которая позволяет осуществлять контроль состояния масел в процессе эксплуатации и предотвращать ситуации, которые могут привести к незапланированным простоям и увеличению расходов на техническое обслуживание.

Mobil Industrial Lubricants Специалисты Mobil Industrial Lubricants разрабатывают современные продукты для ведущих мировых производителей промышленного оборудования. Эти смазочные материалы обеспечивают надежную защиту оборудования, помогая в достижении максимальной производительности при снижении энергозатрат. Приоритетная задача подразделения Mobil Industrial Lubricants – обеспечивать поставки высококачественных смазочных материалов через разветвленную дистрибьюторскую сеть и передавать уникальные технические знания и опыт потребителям по всему миру.

Для получения дополнительной информации о других индустриальных смазочных материалах и услугах Mobil, пожалуйста, посетите наш сайт www.mobilindustrial.ru

Mobil Industrial Lubricants enables the Berkut, world’s largest drilling platform operate efficiently at the Arkutun-Dagi field.

• With its vast experience in oil exploration and production, ExxonMobil is an expert in developing innovative lubrication solutions helping to increase productivity of the equipment operated at the fields.

• Mobil industrial lubricants improve safety, productivity and sustainability records of oil and gas companies conducting their activities in harsh environments.

• Berkut is the largest ice-resistant oil and gas platform in Russia which was installed to produce Arkutun-Dagi field.

Mobil SHC™ 824 and 825 – high-performance synthetic oils for industrial gas turbines.

Mobil SHC 500™, Mobil DTE 10 Excel™ – hydraulic oils with extended service life that effectively prevent deposits in hydraulic systems and provide their exceptional cleanliness even in extreme operating conditions.

Mobilith SHC™ – high-performance multi-purpose synthetic greases for higher-speed and as well heavy-duty bearings and other friction units.

Mobil industrial lubricants are used at the Berkut oil and gas drilling platform that began its operations on June 27, 2014.

Effective functioning of sea drilling rigs and platforms depends on performance characteristics of lubricants for various applications. For example, turbines and diesel engines providing main and backup power supply are considered critical equipment. Also, reliable operation of air and gas compressors as well as refrigeration compressors is vital. Gear drives and open gears reliability is very important for flawless operation of elevating equipment such as draw-works, lifting cranes, conveyors, and lifts. Exxon-

Mobil Fuels & Lubricants specialists studied technical specifications and recommended Mobil lubricants to provide highly effective performance of all machinery and equipment on the platform. Lubrication charts were thoroughly selected, and Mobil products that were offered to fully meet or exceed the Equipment Builders requirements. Preference was given to the lubricating oils and greases that had already demonstrated their exceptional high-performance at other fields of Sakhalin-1 project and gained excellent reputation. As a result, all main types of equipment at Berkut platform were put in to operation using Mobil lubricants, including:

Group of experts from Mobil Industrial Lubricants has been actively involved in the project implementation since its very beginning, and provided field engineering and technical support up until placing Berkut in operation. Plan for further field engineering support in 2015 was developed and approved.

Along with high-quality Mobil lubricants, ExxonMobil offers proprietary online Used Oil Analysis program and its latest MobilServ™ version that gives the opportunity to monitor lubricating oils conditions while in use, and prevents situations that can lead to unscheduled downtime and increase maintenance costs.

About Mobil Industrial Lubricants The team behind Mobil Industrial Lubricants delivers advanced products to major industrial equipment manufacturers to protect their customers’ engines and machinery, helping to enable peak performance while improving energy efficiency. This dedicated work force focuses on delivering a reliable supply of high-quality lubricants through its strong distribution network while also providing technical application expertise to customers around the world.

For more information about other Mobil Industrial products and services, please refer to www.mobilindustrial.com

#9-10 September-October 2015

OIL PRICES of new fields,” the expert says. “Today, OPEC has only 1.6 million barrels per day of free capacity, the lowest figure since the 2008 financial crisis.”

As of today, projects all around the world that require $100 per barrel oil have been frozen indefinitely, and oil majors, according to Oleinik, have cancelled or delayed new projects worth $200 billion as they strive to slash costs. “Providing loans to shale producers in the United States had been put on hold long ago, and these companies can now borrow money in the market only at doubledigit interest rates,” he adds. “It’s difficult to say how long this war for markets is going to continue, but one thing is clear: the longer it takes, the more powerful the oil price leap will be later.” In Oleinik’s opinion, it’s highly probable that oil prices could climb back in the $80-100 per barrel as soon as next year.

PIRA Energy Group founder Gary Ross, the man who predicted last year’s market fall, forecasts that due to supply interruptions oil prices might go back to $100 per barrel within five years. According to Ross, the oversupply isn’t big since Saudi Arabia is pumping at its limits and isn’t drilling new wells.

“Current prices are unsustainable,” Ross told Bloomberg in an interview in July. “It’s hard not to see oil hitting $100 a barrel at some point in the next five years.”

According to Ross, analysts fail to factor in the impact of $50 oil on output outside North America as producers reduce spending. The likelihood of further disruption to OPEC supplies and the boost to consumption from cheap fuel also support prices, he said.

“The era of expensive oil is coming to an end on the backdrop of alternative energy development, U.S. shale revolution and Iranian oil re-entering the market,” disagrees Vadim Bit-Avragim, senior portfolio manager at Capital managing company. “Considering the continuing oversupply of about 3 million barrels, it’s difficult to speak about the recovery of oil market some time soon.”

According to Bit-Avragim, China’s economic slowdown is also negatively impacting the market.

The most likely script, the expert thinks, is that by the end of the year oil prices will remain close to current levels, and nearer to the end of 2016 a slight recovery may be expected. However, under current conditions no stakes should be put on steady oil price growth.

Alfa Capital managing company analyst Andrei Shenk is certain that the Brent crude’s comeback to $100 per barrel is highly unlikely even in three to five years.

“First of all, global economy is experiencing a growth slowdown and it won’t be possible to reverse the trend in the nearest couple of years,” explains Shenk. “This means that consumption of raw materials, including sources of energy, will grow at a lower pace than it did in 20042012.” Secondly, oil supply will continue to grow as Iran returns to the global oil market and should peak in two to three years, according to the analyst.

“The United States continues to produce unconventional resources, moreover, due to technological advancements the lifting cost is falling and that helps grow output even at lower oil prices,” adds the expert. “Naturally, a radical price decline will cause an investment drop, and it balancing the price at a certain level. However, it’s likely that this level is close to current prices.”

Over a long-term period the return to $100 oil could be stalled by the development of alternative sources of

52

●

"Due to technological advancements the lifting cost is falling and that helps grow oil output even at lower prices," says Andrei Shenk ● «Благодаря техническому прогрессу себестоимость нефтедобычи снижается, что позволяет наращивать объем даже при низких ценах», говорит Андрей Шенк

Учредитель консалтинговой компании PIRA Energy Group Гэри Росс, предсказавший прошлогодний обвал рынка, прогнозирует возврат котировок к уровню $100 за баррель в течение пяти лет из-за перебоев с поставками сырья. Избыток предложения, по его словам, невысок, поскольку Саудовская Аравия добывает предельно возможный объем нефти и не бурит новых скважин. «Текущая динамика цен носит неустойчивый характер, – сказал Росс в интервью. – Нельзя не видеть, что в ближайшие пять лет нефть снова подорожает до $100 за баррель». По словам Росса, аналитики не учитывают того, как цена в $50 за баррель влияет на объемы добычи, вынуждая производителей, за исключением компаний Северной Америки, урезать расходы. Возможность перебоев с поставками из стран-членов ОПЕК и рост потребления более дешевого сырья также окажут поддержку ценам, ска-

зал он. «Эпоха дорогой нефти заканчивается с развитием альтернативной энергетики, сланцевой революцией в США и возвращением на рынок иранской нефти, – не соглашается старший портфельный управляющий УК «КапиталЪ» Вадим Бит-Аврагим. – С учетом сохраняющегося избыточного предложения, которое составляет около 3 млн баррелей, сложно говорить о скорейшем восстановлении рынка нефти». Замедление Китая, по его словам, также оказывает негативное воздействие на нефтяной рынок. Скорее всего, до конца года, как считает эксперт, цены на нефть будут оставаться близко к текущим уровням, а ближе к концу следующего года, возможно, будет небольшое восстановление котировок. Однако рассчитывать на устойчивый рост цен на нефть при текущей конъюнктуре не стоит. Аналитик УК «Альфа-Капитал» Андрей Шенк уверен, что возвращение цен к уровню $100 за баррель Brent сейчас выглядит маловероятным даже в перспективе 3-5 лет. «Во-первых, в мировой экономике взят тренд на замедление роста и переломить его в ближайшие несколько лет не получится, – объясняет аналитик. – Это означает, что потребление сырья, в том числе энергоресурсов, будет расти более медленными темпами, чем это было в период с 2004 по 2012 годы». Во-вторых, предложение нефти будет расти – на мировой рынок нефти возвращается Иран, и выход на полную мощность, по оценке Шенка, как раз займет 2-3 года. «США продолжают наращивать добычу из нетрадиционных источников, более того, благодаря техническому прогрессу себестоимость добычи снижается и это позволяет наращивать объем даже при низких ценах, – говорит эксперт. – Конечно, сильное снижение цен будет приводить к падению инвестиций в отрасль, и это будет балансировать цену на определенном уровне. Но, вероятно, этот уровень находится где-то близко к текущим значениям».

Oil&GasEURASIA

№9-10 Сентябрь-Октябрь 2015

energy, thinks Shenk. “If there is a strong technological breakthrough in this area over the next couple of years, it’s probable that oil won’t go back to $100 per barrel even in the long-term perspective,” he says.

IHS oil markets director Damian Kennaby told OGE his company has three different scenarios for oil prices to 2020 and 2040, each looking at different industry, geopolitical and sociological factors. “Our current outlook in each of the three scenarios is that prices for Dated Brent will remain below $100 per barrel on an annual average basis until after 2020, mainly because of plentiful supplies relative to demand,” Kennaby said.

“However, in one of our alternative scenarios we have considered an economic boom-bust cycle, combined with increasing upstream costs and weaker U.S. unconventional supplies. In this scenario prices rise sharply, peaking in 2018, and although they do not reach $100 per barrel on an annual average basis they could well reach this level for a shorter period of time – only to fall again towards the $70 per barrel range by 2020,” he added.

Ten investment banks polled by the Wall Street Journal in August are expecting Brent to stay at an average of $58 per barrel in 2015 against the May forecasts of $62. Experts believe that oil prices will grow to the fourth quarter of 2016 within the $63-69 per barrel range. The reason behind this is the global race between the U.S. shale companies and Saudi Arabia. Demand could also be hurt by the devaluation of yuan as China is one of the biggest oil consumers.

Michael Hume, the chief of Carmignac Portfolio Commodities fund that manages assets worth $589 million, says that oil should stay cheap until weak players leave the market.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЦЕНЫ НА НЕФТЬ На более долгосрочном горизонте возвращению к $100 за баррель может помешать, как считает Шенк, развитие альтернативных источников энергии. «Если в ближайшие несколько лет мы увидим сильный технологический прорыв в этой сфере, то есть вероятность, что цена на нефть не вырастет до $100 и в долгосрочной перспективе», – считает он. Руководитель исследовательского направления по рынку нефти IHS Дамиан Кеннаби рассказал НГЕ, что три сценария компании до 2020 и 2040 годов, учитывающие специфику отраслей, геополитические и социологические факторы, говорят о цене нефти ниже $100 из-за переизбытка запасов. «Однако, наш альтернативный сценарий, построенный на цикле экономического бума с пиком в 2018 году, сопровождающегося ростом цен и снижением добычи в США, допускает возможность достижения уровня в $100 в короткий промежуток времени с последующим возвращением к $70 в 2020 году», – рассказывает эксперт. Десять инвестбанков, опрошенных WSJ в августе, ждут нефть марки Brent в 2015 году в среднем на уровне $58, против майских прогнозов в $62. Эксперты уверены, что котировки будут расти до четвертого квартала 2016 года, но в рамках диапазона от $63 до $69 за баррель. Причиной тому глобальная гонка между американскими сланцевыми компаниями и Саудовской Аравией. Девальвация юаня в Китае, одном из крупнейших потребителей нефти в мире, может больно ударить по спросу. Руководитель фонда Carmignac Portfolio Commodities Майкл Хьюм, который управляет активами на $589 млн, говорит, что нефть должна оставаться дешевой до тех пор, пока слабые игроки не покинут рынок.

53

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Oil / Нефть Unit of measurement (mln t) / Единица измерения (млн т)

August / Август 2014

August / Август 2015

Production (including gas condensate) / Добыча (включая газовый конденсат) Supply to Russian refineries / Поставки на НПЗ в России Export / Экспорт Primary distillation in Russia / Первичная переработка на НПЗ в России

44.59 25.55 17.98 25.44

45.17 25.18 19.77 24.81

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) +1.3 -1.5 +10 -2.5

Main Oil Products Production / Производство основных нефтепродуктов Unit of measurement (mln t) / Единица измерения (млн т)

August / Август 2014

August / Август 2015

Petrol / Бензин Diesel / Дизтопливо Heating oil / Топочный мазут Jet fuel / Авиакеросин

3.38 6.63 6.67 1.07

3.64 6.64 5.99 0.93

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) +7.8 +0.2 -10.3 -13

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of August 2015* Количество буровых установок в мире, август 2015 года*

World total | Всего в мире 2,226

Europe | Европа 109 Canada | Канада 206

USA | США 883

Middle East | Ближний Восток 393

Africa | Африка 96 Latin America | Латинская Америка 319

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 220 * excluding Russia * без учета России

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

54

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

EXPANDABLE SYSTEMS

ADVERTORIAL SECTION

LUKOIL Western Siberia, Povkhneftegaz and NewTech Services Successfully Carry Out Insulation of Oil Well Casing Leak Sections with Use of Expandable Systems

ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь», ТПП «Повхнефтегаз» и «НьюТек Сервисез» успешно осуществили изоляцию интервалов негерметичностей эксплуатационных колонн нефтяных скважин с помощью расширяемых систем Mikhail Chertenkov, Nikolai Veremko, Eduard Sorokin, LUKOIL Engineering Vyacheslav Kondratyev, LUKOIL Western Siberia Valery Bessel, Oktai Mamedbekov, Mikhail Fomin, Yevgeny Boldyrev, NewTech Services

T

he current situation in oil and gas industry is determined by a number of factors including falling oil prices with pretty unclear prospects for a rebound into the “comfort zone” of $70-80 per barrel, and sectoral sanctions against Russia’s petroleum sector.

Equally important is the state of Russia’s main oil and gas assets – production at the majority of fields is in decline and in coming years it could significantly drop1. In this connection two issues need to be dealt with very soon. First of all, oil production needs to be sustained at the current level, and this requires raising efficiency of oilfield operation and boosting the actual oil recovery factor. Secondly, hydrocarbon resources need to be replenished continually, which means that follow-up exploration of existing and exploration of new oil and gas wells need to be carried out. Meanwhile, the second task is a rather difficult one, taking into account the high degree of exploration maturity of traditional oil-producing regions, whereas an entry into areas that lack infrastructure such as offshore or the northern part of East Siberia requires significant investments.

Currently, Russia, along with Saudi Arabia and the United States, is one of the global leaders in production of liquid hydrocarbons2. In 2014, Russia’s production of oil and gas condensate totaled 526.74 million tons, with vertically-integrated oil majors contributing 441.75 million tons or 82.3 percent of national output3. Table 1 lists main statistical indicators related to oil and gas condensate production by Russian majors in 20143.

According to these figures, the stock of idle wells in Russia makes up 10.8 percent of the total number of producing wells. There are many reasons why wells are being converted to idle4, but one of the major issues is the current state of well integrity, and casing leaks in particular that are often caused by: ● leaking couplings and threaded joints of the production string, as well as leaking bushings and other structural elements of the production string ● radial cracks, cracks on the circumference of the production string

56

Михаил Чертенков, Николай Веремко, Эдуард Cорокин, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» Вячеслав Кондратьев, ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» Валерий Бессель, Октай Мамедбеков, Михаил Фомин, Евгений Болдырев, ООО «НьюТек Сервисез»

Т

екущая ситуация в нефтегазовой отрасли определяется рядом факторов, среди которых основными в настоящее время необходимо выделить такие, как падение цен на нефть с весьма неопределенной перспективой возврата их к «комфортному» для нефтяников уровню – $70-80 за баррель и секторальные санкции против нефтегазового сектора РФ. Не менее важным фактором является и текущее состояние разработки основных российских нефтегазовых активов – большинство месторождений находится на поздней стадии, характеризующейся падающей добычи и уже в ближайшие годы объемы производства нефти на них могут ощутимо снизиться1. В связи с этим в ближайшие годы предстоит решать две основные задачи. Во-первых, поддержание добычи нефти на текущем уровне, которое возможно достигнуть путем повышения эффективности разработки месторождений и увеличением коэффициента нефтеизвлечения. Во-вторых, необходимо постоянно восполнять минерально-сырьевой базы углеводородного сырья, для чего нужно заниматься доразведкой действующих и разведкой новых залежей нефти и газа. При этом вторая задача довольная сложна, учитывая высокую изученность традиционных регионов нефтедобычи, а выход на необустроенные территории, такие как шельф и север Восточной Сибири требует значительных инвестиций. В настоящий момент Россия, наряду с Саудовской Аравией и США, является одним из мировых лидеров по добыче жидких углеводородов2. Добыча нефти и газового конденсата в 2014 году составила 526,74 млн т, при этом ВИНК страны добыли 441,75 млн т, что составило 82,3% от общего уровня добычи3. В табл. 1 отражены основные показатели добычи нефти и газового конденсата по ВИНК России за 2014 год3. Из таблицы следует, что фонд бездействующих нефтяных скважин в России составляет 10,8% от фонда скважин, дающих продукцию. Причин, приводящих к переводу скважин в фонд бездействующих, – большое количество4, но одной из главных является техническое состояние скважин, и, в частности, появление в процессе Oil&GasEURASIA

РАСШИРЯЮЩИЕСЯ СИСТЕМЫ ● ●

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Table 1 Oil and gas condensate production by Russian majors in 2014 (million tons) Табл. 1 Добыча нефти и газового конденсата (млн т) ВИНК РФ в 2014 году Company Компания

Rosneft «Роснефть» LUKOIL «Лукойл» Surgutneftegaz «Сургутнефтегаз» Gazprom Neft «Газпром нефть» Tatneft «Татнефть» Bashneft «Башнефть» Slavneft «Славнефть» Russneft «Русснефть» Majors, total ВИНК всего Russia, total Всего по РФ

Total number of wells in Russia / Фонд скважин в РФ

Oil and gas condensate production, mln t Добыча нефти и конденсата, млн т

Operating wells Эксплуатационный, шт.

Producing wells Дающих продукцию, шт.

Idle wells Бездействующих, шт.

Production per well, tpy Добыча на работающую скважину в год, т

190.9

46 089

38 746

5 797

4 927

86,57

31 538

27 889

2 784

3 104

61,43

22 380

20 446

1 163

3 004

33,64

8 164

7 411

483

4 539

26,53

22 416

19 338

2 033

1 372

17,94

16 860

14 672

1 426

1 223

16,19

4 431

3 757

528

4 309

8,55

2 416

2 154

164

3 969

441,75

154 294

134 413

14 378

3 287

526,74

168 315

146 282

15 868

3 601

● collapses and displacements of the production string ● open perforation zones ● corrosion wear and critical ironing out of production string walls Тhe share of idle well stock with the above-mentioned defects ranges at different fields from 17 percent to 37 percent6. These figures, as well as those showing the average production per well allow us to make an approximate evaluation of the number of wells that have become idle due to production string defects and oil losses at these

эксплуатации скважин интервалов негерметичностей эксплуата-ционных колонн (НЭК) 5, возникающих, как правило, из-за: ● негерметичностей муфтовых и резьбовых соединений ЭК, переводных патрубков и других элементов конструкции колонны; ● трещин по образующей и по окружности ЭК; ● смятий и смещений ЭК; ● открытых зон перфорации; ● коррозионного износа и критического утонения стенок эксплуатационной колонны. На разных месторождениях от 17% до 37% скважин бездействующего фонда подвержены этим нарушениям6. Эти данные, а также данные по среднегодовому дебиту по нефти на скважину позволяют приблизительно оценить фонд бездействующих из-за НЭК скважин (штук) и потери добычи нефти из этих скважин (млн т) по ВИНК России. Результаты этих оценок приведены на рис. 1. Выполненные оценки показывают, что потери ВИНК России из-за НЭК составляют от 8,7 до 18,5 млн т в год. Это позволяет утверждать, что проблема ликвидации НЭК является актуальной задачей, эффективное решение которой поможет с мини-мальными затратами и ● Fig. 1 Evaluation of wells turned idle due to production string defects and oil losses at such wells by в кратчайшие сроки увеличить Russian majors in 2014 добычу нефти и газового кон● Рис. 1 Оценка фонда бездействующих из-за НЭК скважин и потерь добычи нефти из них по денсата7. российским ВИНК в 2014 году

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

57

ADVERTORIAL SECTION

EXPANDABLE SYSTEMS

wells by Russian majors. The results of this evaluation are shown in Fig. 1 The evaluation proves that Russian majors’ oil losses due to production string defects range from 8.7 million tons to 18.5 million tons per year. Based on these findings it’s safe to assert that the issue of removal of production string defects is one that has to be dealt with immediately, and its efficient solution will facilitate growth of oil and gas condensate production with minimal expenses and within the shortest time7.

In order to solve this problem NewTech Services conducted a pilot using expandable systems (Fig. 2) at Povkhneftegaz’s idle wells during the December 2014 – March 2015 span.

The use of an expandable system envisages: ● Fig. 2 General layout of installation of expandable system designed to remove ● Manufacturing of expandable pipes from special production string defects grades of viscoplastic steel that enhance the reliability ● Рис. 2 Принципиальная схема установки расширяющейся системы для of pipes during expansion ликвидации НЭК. ● When building the system and lowering it into a well, a special thread joint is used that ensures mechanical integrity and Для решения этой задачи в декабре 2014 – марте 2015 годов на tightness after expansion выведенных из эксплуатации скважинах ТПП «Повхнефтегаз» ком● The possibility of expanding insulation pipes and thread joints up пания «НьюТек Сервисез» провела опытно-промышленные работы to 30 percent from their original (shipping) size с использованием расширяющейся системы, принципиальная схема ● The use of a special polymer composition that coats internal and установки которой для изоляции интервала НЭК показана на рис. 2. external sides of pipes and ensures low friction factors and high resistance to corrosion Использование расширяющейся системы предполагает: ● The use of expandable systems with a diameter in shipping that ● изготовление расширяющихся труб из специальных сортов вязranges from 3.5 inches to 13 3/8 inches in production strings with ко-пластичных сталей, повышающих надежность труб при расa 4.5-inch to 16-inch diameter ширении; ● при наращивании системы при спуске в скважину используется специальное резьбовое соединение, сохраняющее механическую The advantages of the expandable system include: ● Run life comparable to the run life of a well целостность и герметичность после расширения; ● The system’s length can be 1,500 meters and longer, depending ● возможность расширения изолирующих труб и резьбовых соедиon the size; нений до 30% от их первоначального (транспортировочного) раз● Тhe possibility of installation in several sections of the production мера; ● использование специального полимерного состава, покрывающеstring (the sequence of installation is from bottom to top) ● The maximum temperature of using the standard version of the го внутреннюю и внешнюю стороны труб и обеспечивающего низsystem is up to 150 C, and it can go up to 250 C if customized кие коэффициенты трения и высокую устойчивость к коррозии; ● The maximum allowed collapse pressure is up to 250 atmo- ● использование расширяющихся систем диаметром в транспорspheres тиро-вочном состоянии от 3,5” до 13 3/8” в эксплуатационных ● The maximum allowed burst pressure is up to 250 atmospheres колоннах диаметром от 4,5” до 16”. ● The maximum allowed load totals 50 tons ● The system is recoverable Преимуществами расширяющейся системы являются: ● Resistance to corrosion – acid, hydrocarbon gas, hydrogen sul- ● срок службы соизмерим со сроком службы скважины; ● длина системы может составлять 1 500 м и больше, в зависимоfide сти от размера; The sequence of operations during installation of expandable sys- ● возможность установки в нескольких интервалах эксплуатационной колонны (последовательность установки – снизу вверх); tems is shown in Fig. 3.

The main principle of installation of expandable systems is hydro- ● максимальная температура использования системы в стандартном исполнении – до 150 0C. При спецзаказе – до 250 0C; mechanical, which envisages simultaneous use of pump pressure and hoist tension, providing an advantage of this system as it allows ● максимально допустимое давление на смятие – до 250 атм; the use of equipmen typically used by well workover crews in Russia: ● максимально допустимое давление на «разрыв» – до 450 атм; ● максимально допустимая нагрузка – до 50 т; А-60/80 workover trucks, CA-320 pumps and D-graded steel tubing. ● система является извлекаемой.

Pilot results ● Коррозионная устойчивость – кислота, УВ, сероводород.

The pilot was conducted with KRS Eurasia acting as contractor.

The work involved А-60/80 workover trucks, CA 320 main pump, Последовательность операций по установке расширяющейся SIN 700 backup pump, tubing 73 by 5.5 millimeters of K-graded системы приведена на рис. 3. steel. The pilot was carried out in wells #1 and #2 that have been idle Основной принцип установки расширяемой системы – гидромехаbecause of production string defects and water-bearing Lower and нический, при котором одновременно используются давление насо-

58

Oil&GasEURASIA

РАСШИРЯЮЩИЕСЯ СИСТЕМЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

сного агрегата и натяжение подъемника, что является существенным преимуществом этой системы, так как позволяет использовать типовое для российских бригад КРС оборудование: агрегаты типа А-60/80, ЦА – 320 и НКТ из стали группы прочности Д.

Результаты опытно-промышленных работ на скважинах Опытно-промышленные работы были проведены при участии компании-подрядчика «КРС Евразия». При проведении работ использовался подъемный агрегат А-60/80, насосный агрегат основной – ЦА 320, насосный агрегат резервный – СИН 700, НКТ диаметром 73 х 5,5 мм, группа прочности марки К. Скважины № 1 и № 2 для проведения ОПР находились в бездействующем фонде из-за наличие зон НЭК в водонасыщенных пластах верхнего и нижнего мела. Основной причиной НЭК являлся коррозионный износ ЭК. Данные по скважине № 1: ● состояние скважины – остановлена c 2011 года, режим работы скважины до остановки: дебит по жидкости – 150 м3 в сутки, обводненность продукции – 100%; ● после получения результатов ГИС (профилеметрии и профиля притока), для перекрытия НЭК в интервале 2 096,6 – 2 097,6 м и интервала заколонного пере● Fig. 3 Sequence of operations during installation of expandable system тока 2 097,6 – 2 118,6 м, было принято решение об into well установке пластыря длиной 94,19 м (лончер – 1,44 ● Рис. 3 Последовательность операций по установке расширяющейся м, нижнее уплотнение – 4,64 м, 13 труб, общей длисистемы в скважину ной 83,15 м, верхнее уплотнение – 4,65 м, воронUpper Cretaceous reservoirs. The main reason behind the occurка – 0,3 м); ● после разбурки компоновки башмака и прокачиваемой пробки, rence of production string defects was the string’s corrosion wear. был проведен комплекс ГИС (профиль притока) для определеWell #1 data: ● Condition – idle since 2011, operation mode before shutdown: ния герметичности пластыря и уточнения интервала установки. По fluid flowrate – 150 cubic meters per day, water cut – 100 percent результатам ГИС пластырь установлен в интервале 2 072–2 160 м. ● After receiving results of production well logging (profile logging Пластырь перекрыл зону НЭК; and inflow profile) in order to shut off production string defects ● проходной диаметр пластыря после расширки – 114,2 мм; in the 2,096.6-2,097.6 meters interval and the behind casing leak ● режим работы скважины после ремонта – эксплуатация, дебит воды из зоны НЭК – 0м3, дебит пластового флюида – 13м3 в сутки, interval at 2,097.6-2,118.6 meters, a decision was taken to install обводненность -63%, дебит по нефти – 4,8 м3 в сутки. a 94.19-meter long casing patch (launcher – 1.44 meters, lower seal – 4.64 meters, 13 pipes with the total length of 83.15 meters, upper seal – 4.65 meters, hopper – 0.3 meters) ● After drilling out the casing shoe and the pump down plug, well logging was performed (inflow profile) to determine tightness of the patch and specify the interval of installation. In compliance with logging results the patch was installed in the 2,072-2,160 meters interval. The patch covered the production string defect zone ● Drift diameter of the patch after expansion – 114.2 millimeters ● Well operation mode after workover – production, water flowrate from the production string defect zone – 0 cubic meters, flowrate of reservoir fluid – 13 cubic meters per day, water cut – 63 percent, oil flowrate – 4.8 cubic meters per day In Fig. 4 you can see well logging diagrams before and after installation of the expandable system in well #1.

Well #2 data: ● Condition – idle since 2014, operation mode before shutdown: fluid flowrate – 250 cubic meters per day, water cut – 100 percent. ● After receiving results of production well logging (profile logging and inflow profile) in order to shut off production string defects in Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Fig. 4 Well logging before and after installation of the expandable system in well #1 ● Рис. 4 ГИС до и после установки расширяющейся системы на скважине № 1

59

EXPANDABLE SYSTEMS

ADVERTORIAL SECTION

●

● ●

●

●

the 1,881.3-1,884.0 meters interНа рис. 4 приведены диаграммы val and behind casing leak interГИС до и после установки расширяюval at 1,874.1-1,895.0 meters щейся системы на скважине №1. (according to data interpretation by electro-magnetic fault detecДанные по скважине № 2: ● состояние скважины – остановлеtor), a decision was taken to на с 2014 года, режим работы скваinstall a 62.95-meter long casing жины до остановки: дебит по жидpatch (launcher – 1.45 meters, кости – 250 м3 в сутки, обводненlower seal – 5.23 meters, 9 pipes ность продукции – 100%; with the total length of 50.09 ● после получения результатов ГИС meters, upper seal – 5.87 meters, (профилеметрии и профиля притоhopper – 0.3 meters) In compliance with logging ка), для перекрытия НЭК в интервале results the patch was installed in 1 881,3–1 884,0 м и интервалов возthe 1,856-1,915 meters interval можных дефектов ЭК 1 874,1–1 895,0 (59 meters). During expansion ● Fig. 5 Well logging before and after installation of the м (по данным интерпретации ЭМДС), the length of the patch is reduced expandable system in well #2 было принято решение об установке by approximately 5 percent from ● Рис. 5 ГИС до и после установки расширяющейся пластыря длиной 62,95 м (лончер – the original length in unexpand- системы № 2 1,45 м, нижнее уплотнение – 5,23 м, 9 ed state труб, общей длиной 50,09 м, верхнее Internal diameter of the patch after expansion – 116 millimeters, уплотнение – 5,87 м, воронка – 0,3 м); ● по результатам ГИС пластырь установлен в интервале 1 856–1 drift diameter – 112.8 millimeters Well preparation time for installation of the expandable system – 915 м (59 м). В процессе расширения длина пластыря уменьшаup to 10 days, time for lowering, expanding, testing of production ется примерно на 5% от первоначальной длины в нерасширенstring, lifting of tubing and drilling out the casing shoe – 3 days ном состоянии; Well operation mode after workover – production, water flowrate ● внутренний диаметр пластыря после расширения – 116 мм, проfrom the production string defect zone – 0 cubic meters, flowrate ходной диаметр – 112,8 мм; of reservoir fluid – 13 cubic meters per day, water cut – 63 per- ● время подготовки скважины к установке расширяющейся системы – до 10 суток, время спуска, расширки, опрессовки ЭК, подъеcent, oil flowrate – 4.8 cubic meters per day.

Well operation mode after workover – production, water flowrate ма НКТ и разбурки башмака – 3 суток; from the production string defect zone – 0 cubic meters, flowrate ● режим работы скважины после ремонта – эксплуатация, дебит воды из зоны НЭК – 0 м3, дебит пластового флюида – 163 м3 в of reservoir fluid – 163 cubic meters per day, water cut – 90 perсутки, обводненность – 90%, дебит по нефти – 16,3 м3 в сутки. cent, oil flowrate – 16.3 cubic meters per day

In Fig. 5 you can see well logging diagrams before and after installation of the expandable system in well #2.

60

На рис. 5 приведены диаграммы ГИС до и после установки расширяющейся системы на скважине № 2.

Conclusions

Выводы

● Technology of sealing intervals of production string defects with the use of NewTech Services’ expandable systems helps neutralize the impact of production string defect zones during the entire time of well production ● Hydromechanical method of installation of the expandable system is technological and allows to carry out work while using standard equipment of well workover crews ● The amount of time spent by a well workover crew to prepare the well and lower the expandable system is comparable to the amount of time spent on remedial cementing of similar complexity

● Технология герметизации интервалов НЭК с помощью расширяющейся системы «НьюТек Сервисез» позволяет исключить влияние зон НЭК в течение всего срока эксплуатации скважины. ● Гидромеханический способ установки расширяющейся системы является технологичным и позволяет в практических условиях выполнять работы с использованием стандартного оборудования бригад КРС. ● Время, затрачиваемое бригадой КРС на подготовку скважины и спуск расширяемой системы сопоставимо со временем проведения РИР подобной сложности.

REFERENCES

ЦИТИРУЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. V. Gavrilov, Е. Grunis. “The state of resource base for oil production in Russia and prospects for its growth”. 17 pages. http://www.gubkin.ru/faculty/geology_and_geophysics/chairs_and_departments/geology/Resourse%20base%20conditions.pdf 2. BP Statistical Review of World Energy 2015. http://www.bp.com/content/dam/bp/ pdf/Energy-economics/statistical-review-2015/bp-statistical-review-of-world-energy-2015-full-report.pdf 3. TsDU TEK’s magazine TEK Rossii, #1, January 2015, pages 56-67.

4. А. Amirov, S. Ovnatanov, А. Yashin. “Well workover of oil and gas wells”. М.: Nedra, 1975, 246 pages.

5. М. Кubrak. “The choice of optimum depth of lowering an additional production string”. Neftegazovoe delo electronic scientific journal, #3, 2011, pages 191-201, http:// www.ogbus.ru.

6. М. Kubrak. “Reducing the number of idle wells”. Neftegazovoe delo electronic scientific journal, #1, 2012, pages 137-149, http://www.ogbus.ru.

7. М. Chertenkov, N. Veremko, E. Sorokin, V. Kondratyev, V. Bessel, О. Mamedbekov, M. Fomin. “Case record of using expandable systems for eliminating leaking intervals in production strings of LUKOIL Western Siberia”. Burenie i neft magazine, #10, 2015, pages 30-34.

1. В.П. Гаврилов, Е.Б. Грунис. «Состояние ресурсной базы нефтедобычи в России и перспективы ее наращивания». 17 c. http://www.gubkin.ru/faculty/geology_and_geophysics/ chairs_and_departments/geology/Resourse%20base%20conditions.pdf 2. BP Statistical Review of World Energy 2015. http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/Energyeconomics/statistical-review-2015/bp-statistical-review-of-world-energy-2015-full-report.pdf 3. Журнал ЦДУ ТЭК России «ТЭК России», № 01, январь 2015 года, с. 56-67.

4. А.Д. Амиров, С.Т. Овнатанов, А.С. Яшин. «Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин». М.: Недра, 1975, 246 с.

5. М.Г. Кубрак. Выбор оптимальной глубины спуска дополнительной эксплуатационной колонны. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», № 3, 2011, c.191-201, http://www.ogbus.ru.

6. М.Г. Кубрак. «Сокращение бездействующего фонда скважин». Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», № 1, 2012, c.137-149, http://www.ogbus.ru.

7. М.В. Чертенков, Н.А. Веремко, Э.В. Сорокин, В.В. Кондратьев, В.В. Бессель, О.К. Мамедбеков, М.В. Фомин. «Опыт применения расширяющихся систем для ликвидации интервалов негерметичности эксплуатационных колонн в ООО “ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь”». Журнал «Бурение и нефть», № 10, 2015, стр. 30-34.

Oil&GasEURASIA

PIPE CONNECTIONS

ADVERTORIAL SECTION

Vallourec Double Shoulder Connections: Application Results in Russia Двухупорные резьбовые соединения бурильных труб Vallourec – опыт применения в России Alexey Vakhrushev, Vallourec, Marketing and Technical Support Manager Russia

M

odern well construction projects often feature complicated well profiles with long extensions, which makes the process of drilling challenging by increasing the loads and torques applied to the drill string. High torque connections VAM EIS and VAM Express, developed by Vallourec Drilling Products, one of the world’s largest fully integrated manufacturers of drill pipe and associated drillstem products, possess high torsional strength and are intended for drilling of long horizontal and directional well sections, providing optimum hydraulic characteristics of drill string and maximum reduction of non-productive time.

Алексей Вахрушев, Vallourec, руководитель по маркетингу и технической поддержке в России

В

современные проекты строительства скважин зачастую закладываются сложные профили со значительными отходами от вертикали, что серьезно усложняет условия бурения, повышает нагрузки и моменты, воспринимаемые бурильным инструментом. Разработанные компанией Vallourec Drilling Products, одним из крупнейших, полностью интегрированных производителей бурильной трубы и элементов бурильной колонны, высокомоментные соединения для бурильных труб VAM EIS и VAM Express обладают высокой прочностью на кручение и предназначены для проводки протяженных горизонтальных и наклонно-направленных скважин при обеспечении оптимальных гидравлических характеристик бурильной колонны и максимальном снижении затрат непродуктивного времени.

Variety of Drill Pipe Connections Modern industry offers to the customer a wide variety of drill pipes with different connections. These connections can be conventionally classified into three types. The most relevant type nowadays still relates to rotary shouldered connections corresponding to GOST 28487, ISO 10224-2, API 7-2. These connections were designed in the 1960-70s and since then proved to be durable and handy in use. The disadvantage of these connections is relatively low torsional strength in combination with considerable hydraulic resistance. To fight these disadvantages double shoulder connections were created, the first generation of which was based on API thread profile and had additional shoulder on the inside part of the tool joint. Such connections provide increase of tool joint torsional strength by 40-50 percent. All first generation double shoulder connections are compatible with API/GOST connections. First generation connections produced by Vallourec are VAM EIS and VAM CDS. Second generation of double shoulder connections was designed to have increase in torsional properties, almost doubling values of make-up torque, compared to same of API. Both generations of double shoulder connections have undisputable advantages compared to single shoulder standard connections. Among those are: ● Increased torsional strength ● Possible reduction of hydraulic resistance in tool joint by increasing ID and decreasing OD, at the same time maintaining high value of make-up torque

62

Разновидности замковых соединений бурильной трубы Современная промышленность предлагает потребителю широкий выбор бурильных труб с различными замковыми соединениями. Эти соединения можно условно разделить на три типа. Наиболее востребованными на сегодняшний день остаются соединения с одним упорным торцом соответствующие стандартам ГОСТ 28487, ISO 10224-2, API 7-2. Эти соединения были спроектированы в 60-70 годах и успешно зарекомендовали себя как надежные и простые в работе. Недостатком таких соединения является относительно невысокая прочность на кручение при наличии значительного гидравлического сопротивления. Для борьбы с этими недостатками были разработаны соединения с двойным упорным торцом, первое поколение которых было создано на базе резьбы API с добавлением в конструкцию второго торца на внутренней поверхности замка. Такие соединения обеспечивают увеличение прочности на кручение замка на 40-50%. Все двухупорные соединения первого поколения совместимы с соединениями API и ГОСТ. К соединениям первого поколения, производимым Vallourec, относятся VAM EIS и VAM CDS. Второе поколение двухупорных соединений было создано для дальнейшего увеличения характеристик на кручение, вплоть до двукратного увеличения момента свинчивания по сравнению с одноупорными соединениями API. Оба поколения двухупорных соединений имеют неоспоримые преимущества перед стандартными соединениями с одним упорным торцом. К преимуществам относятся: Oil&GasEURASIA

ТРУБНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Fig. 1 Types of drill pipe rotary shouldered connections ● Рис. 1 Типы замковых соединений бурильной трубы

● True internal flush connection, a design which reduces possibility of hydro-abrasive wear and brings down amount of unnecessary sediments inside the pipe ● Increased allowable range of OD wear, i.e the extension of operation life beyond OD wear limits when single shoulder connections are subject of reject

Second Generation of Double Shoulder Connections – VAM Express Second generation double shoulder connection VAM Express possesses highest possible torsional strength at relatively low hydraulic resistance. These characteristics were achieved by complex engineering and implementation of such design solutions as proprietary patented profile of thread, small taper angle and others. Unique thread profile is of buttress type, with 30° loading and 40° stabbing flanks. Thread root radius has elliptical shape for reduction of stress concentration and increase of fatigue life. Each thread has 1° reverse angle crest, which brings down the area of contact surfaces when stabbing, thus minimizing the possibility of galling during make-up.

Low taper of connection gives increase of area in contact shoulders, which adds another 80-120 percent to recommended makeup torque compared to single shoulder API connections of the same OD/ID combination.

Operation features of VAM Express connection include fast make-up, no galling even when making-up with misalignment, extremely low repair rate. Longer tool joints provide additional recuts, which, in combination with long fatigue life, significantly increases the lifespan of such drill pipe.

VAM Express is in serial production since 2007. Up to date there are over 800,000 meters of drill pipe with these connections in operation. The connection has high durability, which is confirmed by the application in most complex offshore and ERD wells. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● повышенная прочность на кручение; ● возможность снижения гидравлического сопротивления в замке за счет увеличения внутреннего проходного диаметра и снижения наружного диаметра замка, при одновременном обеспечении высокого момента свинчивания; ● наличие гладкой поверхности внутреннего канала трубы, что снижает возможность гидроабразивного повреждения замка и уменьшает количество нежелательных отложений внутри трубы; ● увеличенный, по сравнению с одноупорными соединениями, допустимый диапазон износа наружного диметра замка, т.е. возможность продолжения эксплуатации при уровне износа наружного диаметра, при котором одноупорные соединения отбраковываются.

Второе поколение двухупорных соединений – VAM Express Соединение второго поколения VAM Express обладает высочайшей прочностью на кручение при относительно низком гидравлическом сопротивлении. Получить такие характеристики удалось за счет комплексного подхода к проектированию и реализации таких конструктивных решений как собственный запатентованный профиль резьбы, малая конусность и другие. Уникальный профиль резьбы является упорным, с углом передней поверхности зуба 30° и задней поверхности зуба 40°. Для снижения концентрации напряжений и увеличения усталостной прочности соединения, переход между основаниями зубьев выполнен по эллиптической траектории. Вершина каждого зуба имеет небольшую фаску под отрицательным углом 1°, что позволяет снизить площадь контакта сопрягаемых поверхностей при стыковке, и таким образом уменьшить вероятность закусывания резьбы при свинчивании. За счет малой конусности резьбы увеличена площадь упорных торцевых поверхностей, что позволило, в зависимости от типоразмера соединения VAM Express, обеспечить момент свинчивания на 80-120% больше чем для стандартных соединений с одним упорным заплечиком.

63

PIPE CONNECTIONS

ADVERTORIAL SECTION

●

Fig. 2 Comparison of make-up torques of API and VAM Express (VX) connections ● Рис. 2 Сравнение моментов свинчивания соединений API и VAM Express (VX) In Russia VAM Express connection has been used since 2011.

Today, at least four Russian drilling companies have VAM Express connections in their drill pipe fleet.

One of the most challenging projects, where this connection was successfully applied is the drilling of three wells at Yurkharov oil and gas condensate field by Investgeoservice group of companies. At one of the wells (#373) a record of drilling on Russian mainland was set.

The well had TMD 8,497 meters with an extension of 7,059 meters.

Drilling involved three size-types of VAM Express connections – VX57 (SDP 5 7/8”), VX50 (SDP 5”) and VX39 (SDP 4”). Compared to standard connections the increase of make-up torque (VX39 – by 10 percent, VX50 – by 89 percent, VX57 – by 36 percent) with simultaneous increase of tool joint ID (VX39 – by 34 percent, VX50 – by 7 percent, VX57 – by 21 percent) was achieved.

Another complicated project involving efficient VAM Express application is the offshore project in the Pechora Sea. For this application, a drill pipe with unique combination of ductility at -60 C and H2S resistance was developed and launched into serial production. The project includes drilling of 36 directional wells with TMD up to 7,500 meters, extension up to 5,600 meters and horizontal ending of 750-1,000 meters. Currently, five wells of this project were successfully drilled with VX drill pipe.

К эксплуатационным преимуществам соединения VAM Express можно отнести быстрое свинчивание, отсутствие закусывания при стыковке с перекосом, чрезвычайно низкий процент отбраковки по износу резьбы по результатам первой плановой инспекции. Увеличенная длина замков «под ключ» обеспечивает возможность проведения нескольких дополнительных перенарезок и, в сочетании с высокой усталостной прочностью, позволяет значительно увеличить срок службы трубы. Соединение VAM Express серийно выпускается с 2007 года. За это время было выпущено более 800 тыс. м бурильной трубы с этими соединениями. Соединение имеет высокую надежность, что подтверждается применением его на наиболее сложных морских месторождениях и в скважинах со сверхдлинным отходом от вертикали. В России бурильная труба с соединением VAM Express применяется c 2011 года. Сегодня по крайней мере четыре российские буровые компании используют бурильные колонны с соединениями VAM Express. Одним из наиболее сложных проектов, в котором применялось это соединение – бурение трех скважин со сверхдлинным отходом на Юрхаровском месторождении группой компаний «Инвестгеосервис». При этом на одной из этих скважин № 373 был достигнут рекордный показатель бурения на материковой части Российской Федерации. Глубина скважины по стволу составила 8 497 м при отходе от вертикали 7 059 м. Бурение проводилось с применением трех типов резьбовых соединений VAM Express – VX57 (СБТ 149), VX50 (СБТ127) и VX39 (СБТ102). В сравнении со стандартными соединениями был обеспечен прирост момента свинчивания (VX39 – на 10%, VX50 – на 89%, VX57 – на 36%) при одновременном увеличении внутреннего проходного диаметра замка (VX39 – на 34%, VX50 – на 7%, VX57 – на 21%). Другим сложным проектом, в котором успешно применяется бурильная труба с соединениями VAM Express, является бурение на шельфе Печорского моря. Для этого применения была разработана и запущена в серию бурильная труба с уникальным сочетанием хладостойкости при -60 °С и сероводородостойкости. Проектом запланировано бурение 36 наклонно направленных скважин с глубиной по инструменту до 7 500 м, отходом до 5 600 м и горизонтальным окончанием 750-1 000 м. На сегодняшний день бурильной трубой с резьбами VX успешно пробурено пять скважин этого месторождения.

Conclusion Drill pipes with VAM EIS and VAM Express connections during seven years of application in Russia justified their high quality and proved to be a durable instrument for achievement of most complex projects.

Заключение Бурильные трубы с соединениями VAM EIS и VAM Express за семь лет активного применения в России подтвердили свое высокое качество и зарекомендовали себя как надежный инструмент для реализации самых сложных проектов.

CONTACT INFO

VALLOUREC RUSSIA Office E02-305, Dobrynya Business Center 4th Dobryninsky Pereulok 8 119049 Moscow, Russia E-mail: Alexey.Vakhrushev@russia.vallourec.com Phone: +7 495 787 4930

64

КОНТАКТНАЯ ИНФОРМАЦИЯ

VALLOUREC РОССИЯ 119049, г. Москва, 4-й Добрынинский пер., д. 8 Бизнес-центр «Добрыня», офис Е02-305 E-mail: Alexey.Vakhrushev@russia.vallourec.com Тел.: +7 (495) 787-49-30 Oil&GasEURASIA

НП «ЦРКТ» NP CTTDC

16-я Международная научно-практическая конференция «Колтюбинговые технологии, ГРП, внутрискважинные работы» The 16th International Scientific and Practical Coiled Tubing, Hydraulic Fracturing and Well Intervention Conference 28 – 30 октября 2015 года, Россия, Москва, гостиница «Аэростар»

October 28 – 30, 2015 Aerostar Hotel, Moscow, Russia

(Ленинградский проспект, 37, корпус 9, ст. метро «Динамо»)

(Leningradskiy ave. 37, bld. 9, “Dinamo” subway station)

Тематика: • Колтюбинговые технологии; • Актуальные технологии ГРП (МГРП в горизонтальных скважинах, ГРП с азотом, использование колтюбинга при проведении ГРП и т.д.); • Современные методы геофизического исследования скважин, в т.ч. горизонтальных; • Инструментальный сервис (ловильные операции, фрезерование, установка отсекающих пакеров и т.п.); • Новые методы ПНП; • Ремонтно-изоляционные работы; • Зарезка боковых стволов, в т.ч. с применением ГНКТ; • Нефтепромысловая химия; • Оборудование, инструмент и материалы для ТКРС.

Conference topics: • Coiled tubing technologies; • Latest hydraulic fracturing technologies (multi-stage fracturing in horizontal wells, nitrogen fracturing, coiled tubing fracturing, etc.); • Up-to-date well logging techniques, including horizontal wells logging; • Well service (fishing and milling operations, packer setting jobs, etc.); • New EOR technologies; • Cement squeeze; • Sidetracking operations, including those with coiled tubing application; • Oilfield chemistry; • Equipment, tools and materials for well servicing and workover.

Контактное лицо: Артем Грибов, директор по стратегическому развитию Contact person: Artem Gribov, Director of Strategic Development Coiled Tubing Times Тел./Tel.: +7 (499) 788 91 24 Моб./Сell: +7 (916) 512 70 54 E-mail: cttimes@cttimes.org www.cttconference.ru

www.cttconference.ru

LINER SYSTEMS

ADVERTORIAL SECTION

Zero Fluid and Gas Leakage Абсолютная водо- и газогерметичность This article appears courtesy of Weatherford

W

Статья предоставлена компанией Weatherford

У

ell environments with increasing pressures, temperatures, and depths величение давления, температуры и глубины скважин постепенно станоare becoming the norm in hydrocarbon recovery. These complex and вится нормой при добыче углеводородов. Такие коллекторы со сложныharsh-environment reservoirs drive the need for high-performance well ми условиями разработки требуют использования высокоэффективных construction and completion systems with more durability and reliability than conсистем для строительства скважин и заканчивания, обладающих более высоventional equipment. But increasing exploration complexity should not affect safeкой прочностью и существенно более надежных, чем традиционное оборудоty, as well as drilling and completion jobs speed and efficiency. вание. При этом растущая сложность разработки не должна влиять на степень Hard-to-recover resources and offshore fields are of interest for global and безопасности операций, а в идеале также на скорость и эффективность ведеRussian operators as their potential is much higher than brownfields have. RPI ния работ по бурению и заканчиванию скважин. reports that production increase in Eastern Siberia, Far East and offshore will total Как и во всем мире, в России все больше внимания уделяется трудноup to 45 million tons per year and will be predefined by exploration of Chayanda извлекаемым запасам и оффшорным залежам, чей потенциал существенfield, assets in Yurubcheno-Tokhomskaya zone of Evenkiya, in Yakutia, Irkutsk но выше уже выработанных месторождений. В России, по данным RPI, рост Region, as well as by Prirazlomnoye field in the Pechora Sea, and Filanovsky field – добычи в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и на шельфе составит до in the Caspian.

45 млн т в год и будет предопределен разработкой Чаяндинского местоConsidering drilling issues in these and other oil-bearing regions, operators рождения, месторождений в Юрубчено-Тохомской зоне Эвенкии, в Якутии, pin their especial hopes on liner systems. As a viable alternative to long strings Иркутской области, а также Приразломного – в Печорском море и местоcemented to surface, liners are short casing strings run into the well and suspend- рождения им. Ю. Филановского – в Каспийском. ed below the wellhead within existing casing by a liner hanger. Running liner can Учитывая сложности бурения в этих и других нефтеносных регионах, при provide many benefits: it minimizes rig time and associated costs for casing and строительстве скважин особые надежды компании-операторы возлагают на cementing; enables deeper wells to be drilled with smaller, lower-cost rigs; reduc- системы хвостовиков. Как эффективная альтернатива длинным колоннам, es drilling hazards by enabling quick casing of the open hole below previous casing цементируемым до самого устья, они представляют собой короткие обсадные and improves zonal isolation by reciprocating during well conditioning and rotating колонны, спускаемые в скважину внутри установленной обсадной колонны с during cementing operations. помощью подвесок. Благодаря системе хвостовиков можно значительно сокраA complete liner-hanger solution exists for virtually every well type. In recent тить время работы буровой установки и сопутствующие затраты на установyears, liners and related equipment have evolved to withstand high-temperature/ ку и цементирование обсадной колонны; они позволяют строить более глубоhigh-pressure (HPHT) conditions. Reliable packers and seals prevent unwanted кие скважины с помощью менее мощных и более дешевых буровых установок; gas migration and minimize the effects of long-term hydrogen sulfide (H2S or sour сокращают число осложнений в процессе бурения, позволяя быстро обсажиgas) and carbon dioxide (CO2) exposure. These enhanced capabilities help reduce вать открытый ствол ниже ранее установленной обсадной колонны, и улучшаequipment degradation and prevent isolation failures, which can result in increased ют разобщение пластов путем расхаживания в процессе подготовки скважины и costs and delayed production because of the need for вращения в процессе цементирования. second or contingency trips into the well. Готовые комплексные решения по систеTo meet demand of the industry and operators мам подвески хвостовиков существуют фактиimplementing projects all over the world, Weatherford чески для скважин любого типа. За последние advanced its liner systems. Originally developed for годы хвостовики и сопутствующее оборудование the North Sea and onshore Canada, these liner sysпретерпели значительные усовершенствования, tems have evolved to meet quality-critical applicaчто сделало возможным их применение в услоtions including deepwater, shale, high-pressure/ виях высокой температуры и высокого давлеhigh-temperature (HPHT), and other challenging ния. Надежные пакеры и уплотнения препятствуwell construction environments. This evolution has ют нежелательным перетокам газа и уменьшают recently led to the development of the comprehensive последствия длительного воздействия сероводоIntegraLine™ high-performance liner system engiрода и углекислого газа. Такие усовершенствоneered for reliable service up to 15,000 psi and 400 F. вания помогают уменьшить износ оборудования Applicable to any well type, the IntegraLine и предотвратить нарушения герметичности, споliner system is especially suited for mitigating risks собные привести к увеличению затрат и задержin difficult, high-cost environments. The interке добычи из-за необходимости выполнения changeable components create a comprehensive повторных или аварийных СПО. system that meets the needs of the growing HPHT, Учитывая потребности отрасли и множеharsh-environment market. The liner system comства операторов, реализующих проекты по всему ponents are available in a number of casing sizes, миру, компания Weatherford доработала свои including 7 in., 9-5/8 in. and 13-3/8 in. The sysсистемы хвостовиков, спроектированные изнаtem can be installed and configured to meet speчально для Северного моря и наземных проекcific performance needs and to accommodate subтов в Канаде, для применения в самых сложных ● Fig. 1 Comprehensive IntegraLine™ sequent design changes that can occur during the условиях строительства, включая глубоководные drilling process. The system integrates with the full high-performance liner system can be applied и сланцевые скважины, зоны высокого давлеsuite of Weatherford well completion tools, includ- for service up to 15,000 psi and 400 F ния/температуры. Итогом эволюции таких систем ing running tools and accessories, and cement- ● Рис. 1 Комплексную высокоэффективную стала комплексная высокоэффективная систеing heads and cementing products, such as wiper систему подвески хвостовиков IntegraLine™ ма подвески хвостовиков IntegraLine™, которую plugs, landing collars, float collars, float shoes, можно использовать при давлении до можно использовать при давлении до 103,4 МПа 103,4 МПа и температурах свыше 200 °C and drillpipe darts. и температурах свыше 200 °C.

66

Oil&GasEURASIA

СИСТЕМЫ ХВОСТОВИКОВ IntegraLine comprises four components: ● SwageSet Polished Bore Receptacle (PBR) is designed to withstand burst and collapse effects when tied back to the surface. ● SwageSet and SwageSeal Liner-Top Packer serves as an immediate point of isolation between the reservoir and the wellbore. Once set, the packer must seal and hold for the life of well—even in fully cemented applications. The packers provide standard service ratings of up to 12,500 psi and extended service ratings up to 15,000 psi. The unique design of the swage packing element incorporates a metal seal carrier that expands outward into the parent casing by use of a cone. The seal carrier has redundant Aflas®* elastomer seals that are highly resistant to hydrogen sulfide (H2S) and carbon dioxide (CO2) up to temperatures above 400 F. ● IntegraLine Liner Hanger—works as the anchor that supports the weight of the entire liner casing and must be capable of holding heavy loads, often in excess of 1,000,000 lb. Liner hanger is set hydraulically by converting an applied pressure to a mechanical force that sets the hanger slips into the parent casing, which results in less required downhole set down. The hanger is well suited for complex wells in which deviation and buckling are likely and would hinder effective setting of mechanically set hangers. A rotational version of the hanger enables rotation during the cementing process to ensure a uniform cement bond. ● IntegraLine Tieback Seal Stem. When the liner casing must extend to surface, a seal stem is used to stab into the PBR for the necessary pressure integrity.

This tieback seal stem incorporates recent advances in seal materials and seal designs to extend its capabilities. Using it makes the IntegraLine system a true HPHT liner-hanger solution.

In numerous field applications onshore and offshore all over the world, the various components of the IntegraLine system have performed successfully, both by themselves and in tandem. E.g. an operator in the Norwegian sector of the North Sea deployed an integrated liner system that included the PBR, liner-top packer, and hydraulically-set rotating liner hanger as a permanent isolation solution in three deep, highly deviated wells. The components were run to TDs that ranged from 10,328 ft to 16,896 ft without NPT. In each instance, the hanger was set by running a mechanical ball seat to provide the necessary pressure-tight chamber. Set-down weight through the PBR set the packer against the host-casing ID. Pressure tests in each well verified the setting of each packer, and the subsequent cement jobs provided reliable isolation from the liner top to the shoe. Liner-running and cementing operations were completed safely and without incidents, which enabled the operator to drill and complete production zones as required.

In unconventional plays, effective and reliable liner systems are essential to the safe execution of high-pressure hydraulic fracturing operations in long and deviated wellbores. For example, a major operator in an unconventional play in Alberta, Canada, installed the Weatherford high-performance liner system for an extended-reach gas and condensate production well with potential bottomhole

●

Fig. 2 Hanger design incorporates hardened slips for supporting heavy liner loads and fluted bypass area between slips that improve circulation efficiency during cementing ● Рис. 2 В конструкции хвостовика предусмотрены закаленные клинья для удержания его тяжелого веса и поверхность с канавками между клиньями для обеспечения эффективной циркуляции при цементировании Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Применимая в скважинах любого типа, система подвески хвостовика IntegraLine особенно подходит для снижения рисков в сложных условиях реализации проектов, требующих высоких затрат. Взаимозаменяемые компоненты образуют комплексную систему, отвечающую требованиям растущего рынка бурения в условиях высокого давления, высокой температуры и агрессивных сред. Компоненты системы хвостовика предлагаются для нескольких диаметров обсадных колонн, включая 177,8, 244,5 и 339,9 мм. Систему можно установить и настроить с учетом особых эксплуатационных свойств и различных конструкций скважин, при этом она допускает внесение необходимых при бурении изменений в конфигурацию. Система совместима со всеми инструментами компании Weatherford для заканчивания скважин, в том числе с инструментами для спуска и оснасткой, цементировочными головками и различным оборудованием, включая цементировочные пробки, посадочные муфты, муфты с обратным клапаном, башмаки с обратным клапаном и продавочные цементировочные пробки. В состав системы IntegraLine входят: ● Верхняя полированная воронка SwageSet Спроектирована, чтобы избежать разрыва или смятия при наращивании до устья. ● Пакер головы хвостовика SwageSet и SwageSeal Представляют собой барьер для разобщения пласта и ствола скважины. Сразу после установки пакер должен обеспечивать и удерживать уплотнение на протяжении всего срока эксплуатации скважины даже в условиях полного цементирования. В стандартном исполнении пакеры рассчитаны на давление до 82,7 МПа, а в усиленном – до 103,4 МПа. Уникальная конструкция обжимного уплотнительного элемента включает металлический держатель уплотнения, который расклинивается внутри предыдущей колонны с помощью конуса. Держатель уплотнения имеет дополнительные уплотнения из эластомера Aflas®*, обладающие высокой устойчивостью к сероводороду и углекислому газу при температуре до 204 °C. ● Подвеска хвостовика IntegraLine Выполняет функции якоря и удерживает вес всей обсадной колонны-хвостовика, поэтому должна быть рассчитана на нагрузку, зачастую превышающую 450 т (453 592 кг). Подвеска устанавливается гидравлически путем преобразования прилагаемого давления в механическую силу, вжимающую ее клинья в предыдущую колонну, в результате чего для крепления в скважине требуется меньшая нагрузка. Она подходит для сложных скважин, для которых характерны искривления и изгибы ствола, мешающие эффективной установке механических подвесок. Вращающаяся модель подвески позволяет вращать хвостовик при цементировании для равномерного сцепления цемента. ● Уплотнительный патрубок надставки IntegraLine Если колонна-хвостовик должна наращиваться до устья, то используется патрубок, который стыкуется в верхнюю полированную воронку, обеспечивая высокую герметичность конструкции. В патрубке надставки системы IntegraLine использованы новейшие достижения в области уплотнительных материалов и конструкций уплотнения, что позволяет расширить его технические возможности и применять в условиях высоких температур и давлений. Различные компоненты системы IntegraLine уже успешно зарекомендовали себя при многочисленных раздельных и совместных установках при наземном и морском бурении – причем в самых разных частях света. Так, например, оператор в норвежском секторе Северного моря использовал комплексную систему хвостовика, включавшую верхнюю полированную воронку, пакер головы хвостовика и вращающуюся подвеску хвостовика с гидравлической установкой в качестве основного метода разобщения в трех глубоководных скважинах с большим отходом от вертикали. Компоненты спустили до проектной глубины – от 3 147 м до 5 149 м – без НПВ. В каждом случае подвеска устанавливалась спуском механического шарового седла для создания необходимой герметичной камеры. Установка пакеров в каждой скважине была проверена испытанием на давление, а последующие цементировочные работы обеспечили надежную изоляцию от головы до башмака хвостовика. Операции по спуску и цементированию хвостовика были выполнены безопасно и без осложнений, позволив оператору пробурить и выполнить заканчивание в необходимых продуктивных пластах.

67

LINER SYSTEMS

ADVERTORIAL SECTION

pressures during stimulation between 10,000 and 12,000 psi and temperatures as high as 300 F. The project marked the first time the SwageSet HPHT liner-top packer was run and set in an onshore well to provide zonal isolation.

The objectives consisted of safely reaching total depth (TD), cementing the 4 1/2-in., 15.1-lb/ft liner, and effectively isolating the liner top in 7-in., 35-lb/ft casing.

The operational team used a reamer shoe to prepare the wellbore for installing the liner system, which included the PBR, the 4 1/2-in. packer, a hydraulic rotating extreme liner hanger, and a landing collar. They ran a 5,905-ft liner to a depth of 15,419 ft, with the top of the liner set at 9,514 ft. Then they pumped a setting ball to set the hanger with 2,610 psi and shear the hydraulic lock on the running tools.

The team used right-hand rotation to release the running tools and a wiper plug to execute cementing operations. Applying 65,000 lb of weight to the PBR activated the packer. The high-torque connection between the PBR and the packer eliminated any PBR back-off while rotating during drill-down operations. Designed to contain the treatment pressure below the liner top during hydraulic fracturing and acid stimulation operations, the packer provided good zonal isolation and a high-integrity seal from the shoe to the liner top for the planned stimulation and production procedures. No safety or environmental issues were encountered during the installation. Moreover, a tieback seal stem sealed inside the PBR ensured robust liner setting that withstood the actual bottomhole temperature of 275 F and the calculated pressure of 8,288 psi. The operations to run the liner in the hole, set the packer, pump the cement, and retrieve running tools lasted approximately 42 hours. As a result, the integrated system delivered an efficient, reliable, and safe solution that met all the operational objectives.

It is also worth noting that IntegraLine system was successfully tested in Russia. This summer an operator working at the Russian continental shelf, ran a 7-in. liner to a depth exceeding 23,000 ft having performed liner cementing with rotation in a horizontal well with reliable liner top isolation.

Weatherford liner hanger system consisted of SwageSet PBR and packer as well as WPHR was used for this project, and its application enabled an operator to proceed with the offshore field exploration with extended reach wells construction. All components were run to the targeted depth. A mechanical ball seat in the running string was used to provide the necessary pressure-tight chamber to set the hanger hydraulically. It also eliminated surge pressure effect on the formation after shearing seats and before cementing operation performed with rotation that enhanced cementing quality for a liner ran in the horizontal interval. Using remote control of top-drive cementing head, SSR plugs were released during rotation that eliminated the need for works at height and enhanced job safety. After cementing the SwageSet packer was activated by slacking off of 88,185 pounds of the work string weight. Such load transmission is a challenge that’s why a bottom hole assembly was chosen based on a software simulation of torque and drag force. Work string rotation enabled effective transmit of drill pipe weight to the packer top. After activation, SwageSet packer was successfully pressure tested to 3,800 psi for 30 minutes. And the running tool was successfully retrieved. Jobs were performed without NPT, and Weatherford IntegraLine system proved its efficiency in the most complex well conditions as well as real results for the operating company.

Для трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) эффективные и надежные системы хвостовиков играют важнейшую роль для безопасного выполнения гидроразрыва пласта при высоком давлении в длинных и наклонно-направленных стволах скважин. Например, крупный оператор, разрабатывающий нетрадиционное месторождение в штате Альберта в Канаде, использовал систему хвостовика Weatherford в газоконденсатной эксплуатационной скважине с большим отходом от вертикали, в которой забойное давление в процессе интенсификации притока могло достигать 68,9 – 82,7 МПа, а температура – 149 °C. В ходе этого проекта для обеспечения разобщения пластов в наземной скважине был впервые установлен пакер головы хвостовика SwageSet для высокого давления и температуры. Задачи проекта включали как безопасное достижение проектной глубины, цементирование хвостовика диаметром 114 мм (стенка 8,56 мм), так и эффективную изоляцию головы хвостовика в обсадной колонне диаметром 178 мм (стенка 12,65 мм). Оператор оборудовал хвостовик башмаком для проработки с целью подготовки ствола к установке системы хвостовика, включающей верхнюю полированную воронку, пакер диаметром 114 мм, вращающуюся подвеску хвостовика для экстремальных условий и посадочную муфту. Хвостовик длиной 1 800 м был спущен до глубины 4 700 м с установкой головы хвостовика на глубине 2 900 м. Затем был сброшен шар для установки подвески под давлением 18 МПа и срезан гидравлический замок на спускном инструменте. Для освобождения спускного инструмента использовалось правостороннее вращение, а для цементирования – цементировочная пробка. Пакер был посажен нагрузкой 29 484 кг на верхнюю полированную воронку. Высокомоментное соединение между ними исключило отвинчивание воронки при спуске с проработкой. Пакер, предназначенный для удержания давления ниже головы хвостовика в процессе ГРП и кислотной обработки, обеспечил надлежащее разобщение пластов и высокогерметичное уплотнение от башмака до головы хвостовика для выполнения запланированных работ по интенсификации и добыче. При установке проблем с безопасностью или экологией не возникло. Кроме того, патрубок для надставки, изолированный в верхней полированной воронке, обеспечил надежную посадку хвостовика, который выдержал фактическую забойную температуру 135 °C и расчетное забойное давление (57 МПа). Операции по спуску хвостовика в скважину, установке пакера, закачке цемента и извлечению спускных инструментов заняли порядка 42 часов. В итоге комплексная система обеспечила эффективное, надежное и безопасное решение, соответствующее всем производственным задачам. Стоит отметить, что система уже прошла проверку и в России. Летом 2015 года оператор, работающий на континентальном шельфе России, спустил хвостовик диаметром 178 мм на глубину, превышающую 7 км, выполнив качественное его цементирование с вращением в горизонтальной скважине, имея при этом надежную изоляцию верха хвостовика. Для этого проекта использовали систему подвески хвостовиков компании Weatherford, включавшую в себя полированную воронку SwageSet, пакер SwageSet и гидравлическую подвеску WPHR. Применение системы позволило оператору продолжать разработку шельфового месторождения со строительством скважин с большим отходом от вертикали. При проведении работ компоненты системы были спущены на установочную глубину. Использование механического шарового седла в составе спускового инструмента обеспечило успешную доставку шара для активации подвески хвостовика и разъединительного инструмента, а также исключило воздействие шоковой нагрузки на пласт после срезки шарового седла перед цементажом. Его выполнили с вращением, что улучшило качество цементирования хвостовика, расположенного в горизонтальном участке скважины. Дистанционное управление цементировочной головой позволило сбросить пробки SSR без остановки вращения и не привлекая рабочих к операциям на высоте, что повысило общую безопасность. После цементирования была произведена успешная активация пакера головы хвостовика SwageSet разгрузкой 40 т веса бурильного инструмента. Передача такой нагрузки в горизонтальной скважине технологически крайне сложна, поэтому еще до начала работ компоновка КНБК была подобрана с использованием ПО для моделирования осевых и нагрузок. В итоге эффективная передача веса бурильного инструмента на голову хвостовика была обеспечена вращением транспортной колонны. После активации пакер был успешно опрессован на давление 259 атмосфер с выдержкой 30 мин, а спусковой инструмент успешно извлечен из скважины. Все работы были проведены без осложнений и НПВ, а система IntegraLine вновь доказала свою эффективность в самых сложных скважинных условиях и реальные результаты для оператора.

*AFLAS IS A REGISTERED TRADEMARK OF THE ASAHI GLASS CO., LTD.

*AFLAS – ЗАРЕГИСТРИРОВАННАЯ ТОРГОВАЯ МАРКА КОМПАНИИ ASAHI GLASS CO., LTD.

Before / до

After / после

●

Fig. 3 Unique swage technology consists of ridge-shaped Aflas® elastomers bonded to an expandable metal ring ● Рис. 3 Уникальная герметизация обеспечивается за счет ребристых эластомеров Aflas®, приваренных к раздвижному металлическому кольцу

68

Oil&GasEURASIA

Подпишись сегодня! ПОДП ИШ ИТЕ С Ь ! июль-декабрь

2015

Во всех отделениях «Почты России»! В любом населенном пункте Российской Федерации! Вы можете подписаться на журнал «Нефть и газ Евразия» – Oil&Gas Eurasia

84552 – наш индекс в каталоге

«Газеты. Журналы» агентства «Роспечать»

5009* руб.

Профессионалы доверяют только 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.

* цена за полугодие