May 2014

#5 2014

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

MAY МАЙ

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

New Technology for Pumping Wellbore Fluids

p. / стр. 68

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

Can EU Play the Gas Card? Сможет ли ЕС разыграть «газовую карту»?

p. / стр. 16

DON’T FORGET TO VISIT US AT STAND 1D75 (Pav.1) AT NEFTEGAZ 2014 НЕ ЗАБУДЬТЕ ПОСЕТИТЬ НАШ СТЕНД 1D75 (ПАВИЛЬОН №1) НА НЕФТЕГАЗ 2014

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

What Part Might Offshore Black Sea Production Play in Crimea? Какую роль в крымских событиях сыграли запасы черноморского шельфа?

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

W

hen I was a kid, there was this worry in the air that the world would soon run out of oil and gas. As I grew older – and particularly since I started writing about the oil and gas industry – I started to understand that for all the oil we use, we are always finding more. The problem is that oil and gas exploration all too often occurs in places where government is dysfunctional and when that happens, international conflict usually accompanies the search for oil and gas.

Dare I mention Crimea? The nightly news might be focusing on colorful patriotic displays of Ukrainians and Russians waving flags and chanting slogans.

And, of course, there is the military component – tanks and Мolotov cocktails always grab attention, especially at night when they create spectacular lighting effects!

But it seems that Crimea has oil and gas resources too. Imagine that? Maybe I’m naive but I was amazed at how quickly events moved this spring. Over a single weekend, a relatively peaceful camp-out in the city square by common folk morphed into a mob of masked gunmen storming the Ukrainian parliament.

Then, just as quickly, Russia annexed Crimea.

OK, I get it – the Black Sea fleet and access to warm water ports. Anyone who has read any Russian history knows that. But what else could be going on? What, besides the interest in maintaining etiquette in how nations conduct themselves internationally, could get the EU and the United States so upset?

Yea, I know nuclear proliferation and Iran are lurking in the background.

But could it also be, in part, the fact that Russia may now lay claim to offshore reserves of gas, gas condensate and oil that was being explored by Ukraine in partnership with the likes of Shell, ExxonMobil, Eni and, at one point, Chevron?

We all know the gas export to Europe story. But I’ve never understood why Russia is portrayed all the time as the bad guy who is shutting off the gas and wants to freeze Europe. Russia needs to sell gas to Europe to earn money.

Selling gas to Europe is a business for Russia and it’s big business considering that energy exports fund more than half of the Russian budget.

To sell directly to Europe and bypass Ukraine is why Russia built the Nord Stream pipeline and why it is building the South Stream pipeline. Essentially, Ukraine was a royal pain in the (you know what) for Russia. Sure, Russia does pressure Ukraine to remain in Moscow’s orbit but Russia was also selling gas at below market prices to Ukraine. When Russia raised prices to seemingly pun-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

С

лухи о том, что запасы углеводородов на нашей планете скоро исчезнут, тревожили мир еще во времена моего детства. Однако с возрастом, и особенно с развитием карьеры в отраслевой журналистике, ко мне пришло понимание природы углеводородов – сколько не потребляй, всегда отыщутся новые залежи. Проблема, однако, заключается в том, что почему-то эти залежи всегда отыскиваются в регионах, не отличающихся политической стабильностью, и их поиск, как правило, сопровождается международными конфликтами. В этой связи осмелюсь упомянуть Крым. Вечерние выпуски новостей пестреют красочными шествиями, участники которых – и с украинской, и с российской стороны – размахивают флагами, скандируя патриотические лозунги. Не остаются без внимания и «военные действия» – передвижение бронетехники и метание «коктейлей Молотова» обеспечивают потрясающие спецэффекты при вечерней съемке. Однако мне кажется, что нефть и газ играют некоторую роль в крымских событиях. Не представляете себе, какую? Я, возможно, несколько наивна, но то, что произошло этой весной, выглядит странновато: всего лишь за пару дней сравнительно мирный «палаточный лагерь» на городской площади «заселяется» вооруженными боевиками в масках, которые штурмуют здание украинского парламента. И столь же быстро Крым присоединяют к России. Понятно, что базы Черноморского флота и доступ к незамерзающим портам имеют значение. Но эти факты известны всем, кто знаком с российской историей в любом изложении. Так почему же события развиваются столь драматично и что, помимо заботы о соблюдении этикета в международных отношениях, так огорчает Евросоюз и США? Конечно же, мировое сообщество по-прежнему обеспокоено иранской проблемой, связанной с угрозой скрытого распространения ядерного оружия. Однако у беспокойства, отчасти, могут быть и другие причины: например тот факт, что Россия теперь имеет право претендовать на морские запасы углеводородов – те самые, которые Украина разрабатывала совместно с такими компаниями, как Shell, ExxonMobil, ENI и – в определенный момент – Chevron. История поставок газа в Европу известна всем. И мне непонятно, почему Россию всегда изображают каким-то монстром, стремящимся эти поставки прекратить и заморозить несчастных европейцев. России необходимо продавать газ в страны Евросоюза, чтобы зарабатывать деньги. Для России продажа газа Евросоюзу – это бизнес, причем очень крупный, особенно если учесть тот факт, что экспорт энергоносителей обеспечивает более 50% доходов в госбюджет. Чтобы поставлять газ в Европу в обход украинской территории, был построен «Северный поток» и строится «Южный поток». Что касается Украины, для России она стала подлинной «головной болью»: с одной стороны, ее необходимо было удерживать в зоне своего влияния, с другой – продавать ей газ по цене ниже рыночной. Когда Украина переориентировалась на ЕС, Россия повысила цену на газ – видимо, в «воспитательных» целях. И тут же на Западе подняли шум. А собственно, почему? Если Украина пожелала интегрироваться в ЕС, ей надлежит и вести себя соответственно: привести в порядок экономику, обуздать коррупцию и платить по счетам. А здесь явно просматривается желание «усидеть на двух стульях». Правительство страны неработоспособно, но почему-то одно неработоспособное правительство неизменно сменяет другое, начиная с 1992 года. Но вернемся, наконец, к запасам черноморского шельфа. Как сообщают СМИ, по оценке украинского правительства, участок «Скифский», расположенный к юго-западу от полуострова Крым, содержит 8,8 трлн куб. футов природного газа и газового конденсата. Украина хотела привлечь Shell и ExxonMobil к разработке «Скифского» в 2012 году, а в 2015м должны были начаться поисково-разведочные работы. Однако в январе Shell отказалась от участия в проекте, а в начале марта участие в нем приостановила и ExxonMobil.

1

PUBLISHER’S LETTER

ish Ukraine for moving towards the EU, the west cried foul. Why foul? If Ukraine wants to be part of the EU it needs to behave accordingly: get its house in order, rein in corruption and pay its way. Ukraine in this respect has “made its bed” but doesn’t want “to lie in it.” Its government is dysfunctional, and Ukrainian voters have been electing one dysfunctional government after another since 1992.

Back to those offshore resources for a moment.

The media has reported that the Ukrainian government estimates that the Skifska license block southwest of Crimea holds 8.8 trillion cubic feet of natural gas and gas condensate. Ukraine picked Shell and ExxonMobil to lead development of the block in 2012, and exploration was expected to begin in 2015. But Shell pulled out of the project in January and ExxonMobil put its involvement on hold in early March.

According to the energy news website, Rigzone, ExxonMobil expected Skifska to produce 177 billion cubic feet of gas per year, and production was intended to supply Ukrainian domestic needs. But now it seems that Gazprom may be taking over. Meanwhile, to the east of Crimea, Italy’s Eni in late March put earlier plans on hold to explore for gas in a 540-square-mile area that includes these two licensing areas: the Subbotin block and the Prikerchensky block.

Chornomornaftogaz, a subsidiary of Ukraine’s state-owned Naftogaz oil and gas company, has stakes throughout Crimea’s offshore – which are now defacto under Russian control.

The U.S. and Canada have sanctioned Chornomornaftogaz – though only those business units of Chornomornaftogaz registered in Crimea (that is, only the legal entities formed to operate in the Crimean offshore).

Remember that gas in these projects was intended for domestic Ukrainian consumption. In Russian hands that gas will be sold to Ukraine now at market prices or perhaps used to feed into the South Stream pipeline to Europe or supply Russia’s needs in the South Corridor. By the way, Oil&Gas Eurasia takes a look at the South Corridor in this month’s Neftegaz 2014 issue.

Loss of Crimean offshore gas and oil, would leave Ukraine with no real access to cheap energy, and to be energy independent it would have to turn to shale gas development. Ukraine is said to have a good deal of shale. But we heard the same thing about Poland some time ago as well, and not much has happened.

Some analysts blame Poland’s problem on government flip-flopping on whether or not to make shale a national priority. Considering that Poland has a functional government and is already a member in good standing of the European Union, where does that leave a basket case like Ukraine?

Shale development is very costly and requires a level of technology and competency of service crews that is only found among the world’s leading service companies. Those service crews aren’t working yet in Ukraine – though they could be given the right conditions.

On the finance side, such projects require strong government support and a long-term commitment. So what kind of government has Ukraine had? Even Ukrainians admit it is a mess.

Sure, Ukraine can blame Russia in part for “Yanukovich & Company” but remember Ukraine has had 22 years to work things out since becoming independent of the Soviet Union. I actually was a journalist who reported on that independence vote in December of 1991 (I worked for The Chicago Tribune at the time) and I had the privilege of driving around the countryside near Chernobyl to observe some polling stations with a couple of election officials.

I had to swallow a glass of vodka at 7 a.m. at a local collective farm stoloviya (cafeteria) when the boss challenged everyone at the breakfast table that guests who favored an independent Ukraine, must prove it by draining their glass! I drained mine in one gulp. (And thank God, the breakfast cutlette and potatoes did help absorb the alcohol.)

But now I wonder if that might have been an omen? Maybe, there were too many early morning vodka toasts that first election day at too many other collective farms, factories and community centers, and ever since no one has been sober enough to form a decent government. Sorry if I’m being politically incorrect here but 22 years is a long time – it’s a generation! Isn’t it time to grow up or shut up?

2

#5 May 2014

По данным новостного сайта Rigzone, ExxonMobil предполагала, что объемы добычи газа на «Скифском» достигнут 177 млрд куб. футов в год и полностью удовлетворят внутренний рынок. Теперь же участок может достаться «Газпрому». Кроме того, итальянский концерн Eni, планировавший вести разведку газа на территории в 540 кв. миль, расположенном восточнее Крыма, в конце марта решил временно отказаться от первоначальных планов. Напомню, что речь идет о двух лицензионных участках, расположенных на упомянутой территории: Субботина и Прикерченском. Также хочу отметить, что у «Черноморнефтегаза» – «дочки» украинской госкомпании «Нафтогаз» – есть доли во всех шельфовых проектах в районе Крыма, которые теперь «де факто» принадлежат России. США и Канада ввели санкции против подразделений «Черноморнефтегаза», зарегистрированных в Крыму – то есть, юридических лиц, образованных для разработки прибрежной зоны Крыма. Не забывайте, что речь идет о газе, предназначавшемся для удовлетворения спроса на внутреннем рынке Украины. Россия будет продавать ей этот газ по рыночным ценам; возможно, также, что газ отправится в Европу по «Южному потоку» или же в российские регионы по «Южному коридору». О последнем НГЕ расскажет в этом номере, посвященном выставке «Нефтегаз-2014». Утратив углеводородные запасы прибрежной зоны Крыма, Украина лишается последних дешевых источников энергии и, чтобы стать энергонезависимой, ей придется переключиться на добычу сланцевого газа. Вроде бы он в Украине есть в достаточном количестве, однако то же самое некогда мы слышали и про Польшу, но, как говорится, «а воз и ныне там». Что касается Польши, по мнению некоторых аналитиков, во всем виновато правительство страны, до сих пор не решившееся сделать разработку сланцев национальным приоритетом. Учитывая, что правительство там работоспособно и страна на хорошем счету в Евросоюзе, какие шансы в этом случае есть у Украины, переживающей политический и экономический кризис? Разработка сланцевых месторождений – «удовольствие» не из дешевых; для этих работ требуются самые современные технологии и высочайший уровень подготовки оперативных бригад. В настоящее время такими технологиями и специалистами располагают только ведущие мировые компании. И в Украине эти специалисты не работают, хотя для них можно было бы создать необходимые условия. Кроме того, такие проекты требуют серьезной поддержки со стороны правительства и долгосрочного финансирования. А какое правительство сегодня на Украине, если сами украинцы признают, что в стране царит хаос? Конечно, можно обвинять Россию в поддержке «Януковича и Сo.», но нельзя забывать и о том, что после распада СССР прошло уже 22 года и у Украины было достаточно времени, чтобы разобраться со своими проблемами. В качестве корреспондента Chicago Tribune я освещала исторический референдум в декабре 1991 года и мне удалось побывать в окрестностях Чернобыля и вместе с несколькими членами избиркома посетить избирательные участки. Тогда, в 7 часов утра, мне пришлось выпить стакан водки в колхозной столовой. Руководитель нашей группы объявил, что те, кто поддерживает независимость Украины, должны выпить стакан водки, и я свой выпила залпом (слава Богу, съеденная за завтраком котлета с картофельным пюре не дала мне захмелеть). Но в ретроспективе этот утренний «тост» представляется мне дурным знаком. Возможно, первый день референдума повсеместно отмечался слишком бурно, и с тех пор никак не найдется трезвой головы, чтобы сформировать достойное правительство. Прошу прощения за свою «неполиткорректность», но за 22 года вырастает новое поколение. И разве этого периода недостаточно, чтобы, наконец, повзрослеть – или угомониться?

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

What Part Might Offshore Black Sea Production Play in Crimea? Какую роль в крымских событиях сыграли запасы черноморского шельфа?

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

STATISTICS | СТАТИСТИКА 76

GAS | ГАЗ

Tough Choice If Europe decides to slash gas imports from Russia, it will shoot itself in the foot

Между молотом и наковальней

16

Возможный отказ Европы от российского газа, скорее всего, навредит ей самой

PIPELINES | ТРУБОПРОВОДЫ

Gazprom Goes South The monopolist steps up construction of the South Corridor gas pipeline network 22

Бросок на юг «Газпром» наращивает темпы строительства «Южного коридора» SECURITIES | ЦЕННЫЕ БУМАГИ

The Devil’s Not So Black… Не так страшен черт...

30

LUBRICANTS | СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Striving for Leadership Gazprom Neft’s subsidiary launches Russia’s biggest engine oil production at the Omsk lubricants plant

Стремление к лидерству

36

На Омском заводе смазочных материалов запущено в эксплуатацию крупнейшее в России производство моторных масел WELL DESIGN | ПРОЕКТИРОВАНИЕ СКВАЖИН

Optimizing Choice of Horizontal Well Borehole Profile Design

Методика оптимизации выбора

44

проектного профиля ствола горизонтальных нефтегазовых скважин РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION TECHNICAL TRAINING TOURS | ОБУЧАЮЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТУРЫ

Training in the USA for Russian Oilfield Specialists! Обучение в США для российских нефтяников!

48

DRILL PIPES | БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

Using Aluminum-Alloy Tubular Products in the Oil and Gas Industry Применение трубных изделий из алюминиевых сплавов в нефтегазодобывающей отрасли

50

REFINING | НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

Modern Capacity for Modern Times Новые мощности нового времени

54

TRAINING CENTER | УЧЕБНЫЙ ЦЕНТР

New Training Center for Oil and Gas Specialists Новый учебный центр для нефтяников

57

TOOLS | ИНСТРУМЕНТЫ

Fluke’s New Products for Petrochemical Industry Новинки Fluke для нефтехимических предприятий

58

LOGISTICS | ЛОГИСТИКА

Gazpromneft-Snabzhenie: Logistics on Par with Global Best Practice «Газпромнефть-Снабжение»: логистика на уровне лучших мировых практик

4

60

Oil&GasEURASIA

| bakerhughes.com

ɇÉ&#x; É¨ÉŤÉŹÉšÉœÉ˘ÉŚ Éœ ɊɼɚɍɏÉ&#x; ɧɢ ɨɞɧɨɣ ɤɚɊɼɢ ɧÉ&#x;Ɏɏɢ

É‹É§É˘É ÉšÉŁÉŹÉ&#x; ɪɢɍɤɢ ÉŠÉ¨ÉœÉľÉ˛ÉšÉŁÉŹÉ&#x; ɞɨɛɾɹɭ ɢ ɤɨɧÉ&#x;ɹɧɾɣ ɤɨɡɎɎɢɰɢÉ&#x;ɧɏ É˘ÉĄÉœÉĽÉ&#x;ÉąÉ&#x;ɧɢɚ ɧÉ&#x;Ɏɏɢ ɢɥ É¤ÉšÉ ÉžÉ¨ÉŁ ÉŤÉ¤ÉœÉšÉ É˘É§Éľ. ɂɧɏÉ&#x;ÉĽÉĽÉ&#x;ɤɏɭɚɼɜɧɾÉ&#x; ɍɢɍɏÉ&#x;ÉŚÉľ ÉĄÉšÉ¤ÉšÉ§ÉąÉ˘ÉœÉšÉ§É˘Éš ÉŤÉ¤ÉœÉšÉ É˘É§ ɤɨɌɊɚɧɢɢ ŠȝÉ&#x;ɣɤÉ&#x;ÉŞ É?ɜɸɥª ɨɛÉ&#x;ÉŤÉŠÉ&#x;ÉąÉ˘ÉœÉšÉ¸ÉŹ ɢɧɏÉ&#x;É?ÉŞÉ˘ÉŞÉ¨ÉœÉšÉ§É§ÉľÉ&#x; ɚɞɪÉ&#x;ɍɧɾÉ&#x; ÉŞÉ&#x;ɲÉ&#x;ɧɢɚ ɤɨɏɨɪɾÉ&#x; ÉŠÉ¨ÉœÉľÉ˛ÉšÉ¸ÉŹ ɤɨɡɎɎɢɰɢÉ&#x;ɧɏ É˘ÉĄÉœÉĽÉ&#x;ÉąÉ&#x;ɧɢɚ ɧÉ&#x;Ɏɏɢ ɢ É­ÉŚÉ&#x;ɧɜɲɚɸɏ ɥɚɏɪɚɏɾ ɉɪÉ&#x;ɞɊɪɢɧɢɌɚɣɏÉ&#x; ÉŤÉœÉ¨É&#x;ÉœÉŞÉ&#x;ÉŚÉ&#x;ɧɧɾÉ&#x; ɢ ɡɎɎÉ&#x;É¤ÉŹÉ˘ÉœÉ§ÉľÉ&#x; ɲɚÉ?ɢ ɞɼɚ É­ÉŤÉŠÉ&#x;ɲɧɨɣ ɪɚɥɪɚɛɨɏɤɢ ÉœÉšÉ˛É˘ÉŻ ÉšÉ¤ÉŹÉ˘ÉœÉ¨Éœ ɢɍɊɨɼɜɥɭɚ É¨ÉŠÉŹÉ˘ÉŚÉ˘ÉĄÉ˘ÉŞÉ¨ÉœÉšÉ§É§ÉľÉ&#x; ÉŹÉ&#x;ɯɧɨɼɨÉ?ɢɢ ÉœÉ¤ÉĽÉ¸ÉąÉšÉš É¨ÉŠÉŹÉ¨ÉœÉ¨ÉĽÉ¨É¤É¨É§É§ÉľÉ&#x; ɍɢɍɏÉ&#x;ÉŚÉľ ÉœÉ§É­ÉŹÉŞÉ˘ÉŤÉ¤ÉœÉšÉ É˘É§É§É¨É?ɨ ɌɨɧɢɏɨɪɢɧÉ?Éš ÉœÉ§É­ÉŹÉŞÉ˘ÉŤÉ¤ÉœÉšÉ É˘É§É§ÉľÉ&#x; ɡɼÉ&#x;ɤɏɪɢɹÉ&#x;ɍɤɢÉ&#x; ɞɚɏɹɢɤɢ ÉžÉšÉœÉĽÉ&#x;ɧɢɚ ɢ ÉŹÉ&#x;ÉŚÉŠÉ&#x;ɪɚɏɭɪɾ Éš ÉŹÉšÉ¤É É&#x; ɪɚɍɯɨɞɨɌÉ&#x;ÉŞÉľ ɍɢɍɏÉ&#x;ÉŚÉľ ɜɜɨɞɚ ɯɢɌɢɹÉ&#x;ɍɤɢɯ ÉŞÉ&#x;ÉšÉ?É&#x;É§ÉŹÉ¨Éœ ɢ É?É˘ÉžÉŞÉšÉœÉĽÉ˘ÉąÉ&#x;ɍɤɢÉ&#x; ɤɼɚɊɚɧɾ ɞɼɚ É­ÉŠÉŞÉšÉœÉĽÉ&#x;ɧɢɚ ɊɪɢɏɨɤɨɌ É‹ÉžÉ&#x;ɼɚɣɏÉ&#x; ÉŠÉ&#x;ÉŞÉœÉľÉŁ ɲɚÉ? ɤ ɊɨɼɭɹÉ&#x;ɧɢɸ ɧɚɞÉ&#x;É É§ÉľÉŻ ɞɚɧɧɾɯ ɧɚ bakerhughes.com/IPS Š 2014 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved. 40830 05/2014

#5 May 2014

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EQUIPMENT | ОБОРУДОВАНИЕ

Мембранные установки подготовки попутного нефтяного и природного газа Комплексные решения НПК «Грасис»

62

TANKS | РЕЗЕРВУАРЫ

Neftetank Provides Еffective Solutions for Field Fuel Depots «Нефтетанк» – выгодные решения организации полевых складов горючего

64

MONITORING | МОНИТОРИНГ

Мониторинг транспорта из «облака»

66

PUMPS | НАСОСЫ

New Technology for Pumping Wellbore Fluids Новые технологии перекачки продукции скважин

68

POWER GENERATION | ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Motor Sich’s Advanced Developments Перспективные разработки АО «МОТОР СИЧ»

72

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ «ПромХим-Сфера» . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Cover / 1-я обложка Bentec. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Baker Hughes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 OMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 «Леотек» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Fidmash . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

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 SPECIAL CORRESPONDENT Vladimir Shlychkov COVER ILLUSTRATION Pyotr Degtyarev TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ Владимир Шлычков ИЛЛЮСТРАЦИЯ 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 sales@eurasiapress.com

ОТДЕЛ ПРОДАЖ РЕКЛАМЫ / РОССИЯ Марина Алешина sales@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

66

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

e-mail: info@eurasiapress.com

«Парма-Телеком» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 Honeywell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 Oil Sands Trade Show. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 «ГАЗПРОМ БУРЕНИЕ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 «Римера» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 RS Components . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 Sercel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 Fluke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

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 sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (499) 678 2553 Fax: +7 (499) 678 2554

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

is a Member of:

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 © 2014, 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 © 2014, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

CGG Releases EarthModel Builder for Quick Reservoir Modeling

CGG выпустила программу EarthModel Builder для быстрого моделирования пласта

SOURCE / ИСТОЧНИК: CGG

CGG has released EarthModel® Builder, an affordable modeling solution that is used to improve efficiency, accuracy and flexibility for more realistic representations of the reservoir.

Part of the Jason suite, EarthModel Builder is a unique tool for asset teams and service companies to generate multiple first-pass reservoir models containing rock properties. Organizations of all sizes, from international oil and gas companies to small independents, can use the models to optimize their field development and well planning processes.

EarthModel Builder’s user-friendly interface and dynamic capabilities help to create quick models and move projects forward. Extensive quality controls ensure a greater level of accuracy in both conventional and unconventional geological settings.

Integration with CGG’s PowerLog solution offers well analysis for even more insight. Petrophysicists and geologists can compute multiple curves and run a variety of modeling scenarios to better understand their reservoirs.

Asset teams and service companies can also use EarthModel Builder to supplement and leverage their current modeling solutions for which they may hold a limited number of licenses. After quality checking and building quick models to assess the information, companies can move the models into their existing technology for reservoir characterization.

CGG’s GeoSoftware portfolio integrates multiple geoscience disciplines throughout the exploration and development workflow to produce a more realistic model of the reservoir. This software is an additional option available as part of CGG’s easy-to-use suite of advanced tools sup-

● Property distribution in 3D grid model from well curves ● Распределение свойств в сеточной 3D модели на основе скважинных кривых

8

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

Компания CGG выпустила программу для построения моделей геологической среды EarthModel® Builder – приемлемое по цене решение для моделирования, которое позволит улучшить эффективность, точность и гибкость работы для более реалистичного отображения пласта. Как часть программного комплекса Jason, программа EarthModel Builder может стать уникальным инструментом для групп по развитию активов и сервисных компаний при построении множественных первоначальных моделей пласта, отражающих свойства породы. Организации любого размера, от международных нефтегазовых компаний до небольших независимых предприятий, смогут использовать такие модели для оптимизации разработки своих месторождений и проектирования скважин. Программа EarthModel Builder имеет удобный для пользователя интерфейс и динамические возможности, что поможет строить быстрые модели и успешно продвигать реализацию проектов. Всесторонние средства контроля качества обеспечивают высокий уровень точности, как для традиционных, так и нетрадиционных геологических условий. Интеграция с решением компании CGG PowerLog позволяет проводить скважинный анализ для получения еще более полного представления о пласте. Петрофизики и геологи могут рассчитывать множественные кривые и прогонять ряд сценариев моделирования, чтобы лучше понять строение пластов. Группы по развитию активов и сервисные компании могут также использовать программу EarthModel Builder для дополнения и более эффективного использования своих существующих решений моделирования, для чего они могут держать ограниченное число лицензий. После проверки качества и построения быстрых моделей для оценки информации, компании могут внести модели в имеющиеся технологии для построения уточненной геологической модели пласта. Комплект GeoSoftware компании CGG охватывает многочисленные геолого-геофизические дисциплины в рабочем цикле от операций по геологоразведке до добычи с целью построения более реалистичной модели пласта. Данная программа – это дополнительная опция, являющаяся частью легкого в применении набора усовершенствованных инструментов компании CGG, поддерживающих операции от интерпретации сейсмических данных до оптимизации разработки пласта. В нефтегазовой отрасли улучшенная сейсмика и усовершенствованные модели обеспечат лучшие решения по бурению, уменьшат риск и помогут получить более высокую доходность активов продуктивного пласта.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Новый калибратор температуры от Fluke обеспечивает высокую точность в классе однофункциональных инструментов

porting the seismic interpretation to reservoir optimization workflow. For the oil and gas industry, better seismic and better models drive better drilling decisions, reduce risk, and help achieve a greater return on reservoir assets.

Fluke Corp. представляет два однофункциональных калибратора для моделирования датчиков температуры технологических процессов. Они рассчитаны на технических специалистов, которым не требуются сложные многофункциональные инструменты Fluke Corp. introduces its two для тестирования, но при этом необmonofunctional calibrators for modходима высокая точность при темпеeling the temperature sensors of techратурной калибровке. Температурные nological processes. The calibrators are калибраторы термопар Fluke® 712B aimed at application engineers who RTD и 714B позволят специалистам по require high precision of temperature техническому обслуживанию прибоcalibration rather than complex multifunctional testing ров, процессов и производства быстро и легко проверять tools. The Fluke® 712B RTD and 714B thermocouple tem- оборудование для измерения температуры технологичеperature calibrators ensure quick and easy checking of the ского процесса. for process temperature measuring equipment by engineers Модель Fluke 712B измеряет и моделирует 13 различservicing instruments, processes and production lines. ных типов резистивных датчиков температуры (РТД) и The Fluke 712B model measures and сопротивление, модель 714B измеряет и simulates resistance and 13 different types моделирует 17 различных типов термоof resistive temperature detectors (RTDs); пар и напряжение (в мВ), что позволяthe 714B model measures and simulates ет проверять датчики технологическоvoltage (mV) and 17 different types of го процесса путем непосредственного thermocouples. This means that the engiсравнения измеренных и сообщенных neer can check the sensors of technologiтемператур. cal process by direct comparison of meaКроме этого, калибраторы измеряsured and indicated temperature. ют сигналы от 4 до 20 мА с разрешением The calibrators measure signals from 0,001 мА, одновременно являясь источ4 to 20 mA (with a step of 0.001 mA) while никами температурного сигнала, приsimultaneously sourcing a temperature чем все данные выводятся на большой signal. All the data is displayed on a large экран с подсветкой, что упрощает калиbacklit display for easier sensor calibraбровку датчиков. tion. Калибраторы могут пересчитать To check the values for 0 and 100 perизмеренный ток в мА в предварительно cent in the temperature sensor, calibrators ● New calibrators measure 4 to 20 mA заданные значения для 0 и 100% на шкале able to recalculate the measured mA cur- signals while simultaneously sourcing a температуры, чтобы проверить значения rent to the preset 0 and 100 percent values temperature signal so results are seen для 0 и 100% в датчике температуры. Они on the temperature scale. They also sup- at a glance on the large backlit display также поддерживают линейный сигнал port linear signal and automatically chang- for easier sensor calibration и сигнал, автоматически изменяющийся ing signal (in 25-percent steps) based on ● Новые калибраторы измеряют с шагом в 25% (на базе настроек для 0 и the settings for the 0 and 100 percent. температуры и сигналы от 4 до 20 мА 100%).

Power down settings are remem- с их одновременным отображением Настройки сохраняются при выклюbered at power up for easy restart of tests на большом экране с подсветкой для чении питания, что упрощает повторon calibrator turn-on. Both instruments упрощения калибровки передатчиков ный запуск тестирования при включеcome with a magnetic hanging strap that нии калибратора. У обоих калибраторов provides a convenient means of fastening it to any ferrous есть встроенные магнитные подвесы, что обеспечивает их surface for easier measurements. удобную установку при замерах.

PHOTO / ФОТО: FLUKE

Fluke’s New Temperature Calibrator – High Precision in Monofunctional Instrument

LubiTec Surfactants Increase Durability of the Equipment

Применение ПАВ «LubiTec» повышает ресурс работы машин

Durability of friction units’ contacting surfaces is one of the key factors limiting the useful life and reli-

Одним из основных факторов, ограничивающих долговечность и надежность работы машин и механизмов,

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eur u asia.r

9

#5 May 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ PHOTO: LEOTEK / ФОТО: ЛЕОТЕК

ability of machinery особенно в тяжелых и экстремальных условиях эксand equipment, parплуатации, является износ контактирующих поверхticularly for the units ностей узлов трения. Поэтому для повышения ресурworking in difficult са работы деталей машин используются различные and extreme condiспособы и методы упрочнения. tions. Companies Обработка твердых поверхностей фторсодерuse various techжащими поверхностно-активными веществами niques and meth(ПАВ) из серии LubiTec, выпускаемыми группой комods of hardening to паний «Леотек», относится к физико-химическим increase the service методам повышения износостойкости. life of machine parts. Одним из важнейших преимуществ покрытия из Treatment of фтор – ПАВ, является то, что оно не меняет структуру solid surfaces with обрабатываемой твердой поверхности, а лишь модиfluorinated surface фицирует ее, придавая поверхности антифрикционacting agents (SAA) ные, антиадгезионные, защитные и другие полезные of LubiTec series свойства. Практически неизменными остаются и (produced by Leotek геометрические размеры обрабатываемых деталей – Group) belongs to толщина защитного слоя составляет примерно 40-80 physico-chemical Å (10-8 см). methods of increas- ● Threaded connections treatment with LubiTec Рабочие пленкообразующие растворы предsurfactants ensures reduced friction ing wear resistance. ставляют собой многокомпонентные системы, вклюOne of the ● Обработка резьбовых соединений ПАВами чающие фторорганические поверхностно-активные prime benefits of LubiTec обеспечивает снижение трения вещества в различных растворителях и в виде высокоfluorine surfactant эффективных консистентных композиций. Аналоги coating is that it does not change the structure of the treat- составов LubiTec используются во многих промышленно ed solid surface, instead modifying it by providing the sur- развитых странах, таких как США, Германия, Франция, face with anti-friction, anti-adhesion, protection and other Италия, Великобритания и т.д. Однако из-за низкой рабоbeneficial properties. Dimensions of the details remain чей температуры – 150-160 ºС – их применяют в основном virtually unchanged – the protective layer is approximately в часовой и приборостроительной промышленности для 40-80 Å (10-8 cm) thick. снижения трения и удержания смазки в контактной зоне, а In essence, coating solutions are multicomponent также для придания некоторым материалам гидрофобных systems comprising of organofluorine surfactants in dif- и других специфических свойств. ferent solvents, in the form of high-efficiency grease Технология LubiTec имеет ряд преимуществ по сравcompositions. Analogs of LubiTeccompositions are used нению с другими технологиями. Прежде всего, в простоin many industrialized countries, including USA, Germany, те применения и физико-механических свойствах «плеFrance, Italy, UK, etc. However, the low operating tem- нок», которые образуются на поверхности твердого тела в perature (150-160 C) means they are used mainly in результате нанесения полимерной композиции, отлично the watchmaking and instrument-making industries (to работающих в широчайшем диапазоне эксплуатационных reduce friction, to retain lubricant in the contact zone, температур от -200 до +450 градусов. Обработка предвариand to provide some hydrophobic and other specific тельно обезжиренной поверхности заключается в нанесеproperties to the materials. нии состава LubiTec любым доступным способом – кистью, The LubiTec technology has a number of advantages тампоном, пульверизатором. over the competitors. First of all it is the ease of use and the В частности, все резьбовые соединения БРС и буровых physical and mechanical properties of the “film” formed on рукавов, выпускаемых компанией «Леотек», обрабатываютthe solid surface as a result of polymer composition coat- ся ПАВами LubiTec. ing, which does excellent work in a wide range of operatРабочие поверхности, обработанные этими составаing temperatures (from -200 to +450 degrees). Treatment ми, приобретают целый ряд качеств, положительно влияof pre-degreased surface means a simple application of ющих на работоспособность многих узлов и механизмов LubiTec composition in any way possible – with a brush, в нефтегазодобывающей и перерабатывающих отраслях swab, spray. промышленности.

For example, all threaded connections of quick-cou- Следствием обработки будет: pling units and drill sleeves produced by Leotek are treated ● снижение трения, исключение «прихватывания» и with LubiTec surfactants. «задиров»; Work surfaces treated with these compounds acquire ● исключение «захлестываний» в резьбовых соединеa number of qualities contributing to better operation ниях; of many components and mechanisms in upstream and ● увеличение ресурса работы штанговых насосов за downstream industries. счет снижения абразивного износа; The treatment results in: ● увеличение ресурса и надежности буровых двигате● Lower friction, elimination of “trailing” and “tearing” лей и бурового инструмента; ● Elimination of “entanglement” in thread connections ● увеличение сроков эксплуатации скважин между ● Higher service life of sucker-rod pumps due to lower обслуживанием за счет снижения обрастания трубы НКТ abrasive wear парафинами;

10

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

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

● Higher service life, better reliability of drilling motors and drilling tools ● Longer service-free well operation due to reduced paraffine fouling on the production tubing ● Reduction of in-pipeline losses as wall-adjacent fluid changes from turbulent flow to laminar flow mode ● Lower pump load when pumping viscous fluids ● Reduction of load in ball valves and their actuators ● More complete, faster emptying of oil tanks ● Improved efficiency of drilling muds

● уменьшение потерь внутри трубопроводов, за счет перехода пристенных течений жидкостей из турбулентных режимов в ламинарные; ● снижение нагрузок на насосы при прокачке вязких жидкостей; ● снижение нагрузок в шаровых затворах и их приводах; ● более полное и быстрое освобождение емкостей от нефтепродуктов; ● увеличение эффективности буровых растворов.

ditional method of reservoirs’ sludge cleaning – manual, using portable systems – remains the key option for storage sites. This method requires the presence of personnel inside the tank during the works, causing irreparable harm to his health. A new, robotdriven technology for tanks cleaning has no such drawbacks.

Tank cleaning ● The first prototype, ROTC-TD is done by robotic ● Первая опытная модель ROTC-TD devices equipped with CCTV, lighting, drainage and detergent supply systems, rather than by the people. The robot has its own motor, controlled by the operator remotely via the control and monitoring system.

For the robot, the sky’s the limit. Even today, the first ROTC-TD (Robotic Oil Tank Cleaner – Truck Drive) prototype, affectionately referred to as “Wall-E” by its developers at MIRRICO, after the hero of the 2008 Disney cartoon, has been modernized beyond recognition: better steering, increased power, the robot can be equipped with a range of optional equipment (modular scavenge pump, circumrotatory cleaning heads, blade, etc.) The project also includes other models that will quickly, efficiently and safely clean both land-based and underground tanks, vessels, aggregates of any volume, as well as pipelines.

The unique technology has been successfully applied for cleaning of storage tanks at Gazpromneft-NNG and Samotlorneftegaz facilities. The results of positive pilot Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: MIRRICO / ФОТО: МИРРИКО

Russian “Wall-E” Robot Guards Русский «Валли» на страже Environmental Safety of Oil Professionals экологической безопасности нефтяников So far, the traДо настоящего времени основным методом очистки резервуаров от нефтешламов оставался механизированный способ с использованием мобильных комплексов. Однако метод требовал присутствия персонала в резервуаре во время проведения работ, нанося непоправимый вред его здоровью. Подобных недостатков лишена новая, роботизированная, технология очистки резервуаров. Чистка резервуаров осуществляется не людьми, а роботизированными устройствами, снабженными системой видеонаблюдения, освещения, откачивающим устройством и устройством подачи моющего агента. Робот оснащен собственным приводом, и оператор осуществляет управление дистанционно при помощи системы управления и наблюдения. Возможности робота безграничны. Уже сегодня первая опытная модель ROTC-TD (Robotic Oil Tank Cleaner – Truck Drive), ласково именуемая разработчиками (ГК «Миррико») «Валли», модернизирована до неузнаваемости: совершенствовано управление, увеличена мощность, робот может быть укомплектован различным дополнительным оборудованием в виде съемного откачивающего насоса, орбитальных моющих головок, отвалом и др. В проекте также имеются другие модели, которые позволят быстро, качественно и безопасно чистить не только наземные, но и подземные резервуары, сосуды, аппараты любых объемов и трубопроводы. Уникальная технология была успешно применена при очистке резервуаров на объектах ОАО «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз» и ОАО «Самотлорнефтегаз». По итогам положительных результатов ОПИ в некоторых нефтегазодобывающих компаниях уже изменены правила проведения работ по очистке резервуаров: теперь их можно проводить в круглосуточном режиме, при любых (даже отрицательных) температурах, а также только при отсутствии людей в резервуаре. Дальнейшая работа по совершенствованию технологии позволит получать информацию о ходе работ в режиме Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eur u asia.r

11

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ testing have already led to the change of tank cleaning procedures, at least in some companies: now the cleaning can be done around the clock, at any (even below-zero) temperatures, and only if there are no people inside the tank.

Further work on improving the technology will concentrate on online provisioning of cleaning information, for access anywhere in the world, on better remote control and quality control, and on getting analytical data on the volume of recycled sludge and resulting oil products.

Permneftemashremont Developed Downhole Telemetry Systems with Positive Hydraulic Communication Pulse Telemetry systems (MWD) with a positive hydraulic communication pulse belong to the hi-tech class equipment, which is designed to control the trajectory of directional and horizontal oil and gas wells. Until recently, 100 percent of these telemetry systems used in Russia were manufactured by foreign companies in England, USA and Canada.

The production of telemetry systems set up at Permneftemashremont is not a so-called “screwdriver assembly” of foreign component parts, being an in-house c closed cycle of manufacturing of all details, which iincludes such hi-tech e elements as a pulse and its coner t trol unit, a n d

PHOTO: PERMNEFTEMASHREMONT / ФОТО: ПЕРМНЕФТЕМАШРЕМОНТ

● The pulser of the downhole telemetry system with a GKS-178 positive hydraulic communication pulse ● Пульсатор забойной телеметрической системы с положительным гидравлическим импульсом связи ГКС-178 also an in-house software package for processing of the measurement results. This feature makes this production unique in Russia, ensuring reduction of costs of directional and horizontal well drilling. The total investment of the company in the telemetry system production since 2012 topped $20 million.

The telemetry system includes a downhole tool installed in the BHA above the downhole hydraulic motor and a surface instrumentation unit.

The downhole tool consists of a pulser, a downhole measuring assembly and a generator. In the course of drilling, the downhole tool measures navigational and geophysical parameters and, with the help of the pulser transforms them into pressure pulses which are transmitted along the fluid column in the drilling tool and are received by the pressure cell at the manifold.

12

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

#5 May 2014

on-line в любой точке мира, с возможностью дистанционного управления и контроля за качеством, получения аналитических данных об объеме переработанных нефтешламов и полученных нефтепродуктов.

«Пермнефтемашремонт» разработал забойные телеметрические системы с положительным гидравлическим импульсом связи Телеметрические системы с положительным гидравлическим импульсом связи – это оборудование класса «hi-tech», которое предназначено для управления траекторией бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин. До недавнего времени 100% таких телесистем, применяемых в России, были изготовлены иностранными компаниями в Англии, США и Канаде. Производство телесистем, созданное в ОАО «Пермнефтемашремонт» – это не «отверточная сборка» иностранных комплектующих, а собственный замкнутый цикл изготовления всех деталей, который охватывает, в том числе, такие высокотехнологичные элементы, как пульсатор и блок управления пульсатором, а также собственный программный комплекс для обработки результатов измерений. Эта особенность делает производство уникальным для России, обеспечивая возможность снижения затрат на строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Объем инвестиций предприятия в организацию производства телесистем за период с 2012 года составил более $20 млн. Телеметрическая система состоит из скважинного прибора, который установлен в компоновке низа бурильн ной колонны над гидравлическим забойным двигателем, и блока наземной аппаратуры. Скважинный прибор состоит из пульсатора, глуб бинного измерительного блока и генератора. В процесс се бурения скважинный прибор производит измерения н навигационных и геофизических параметров и с помощ щью пульсатора преобразует их в импульсы давления, которые распространяются по стволу жидкости в буровом инструменте и принимаются датчиком давления на манифольде. Наземная аппаратура состоит из датчика давления, приемного устройства, компьютерной станции, датчиков веса и глубины и монитора бурильщика. На поверхности сигнал, принятый датчиком давления на манифольде, поступает на приемное устройство, где он усиливается, фильтруется и декодируется. Декодированная информация поступает на монитор бурильщика и на компьютер оператора и может быть сохранена в памяти. Телесистема имеет собственный программный комплекс, который обрабатывает результаты замеров, производит обмен информацией, редактирование, привязку данных измерений к глубине, визуализацию на мониторе в цифровом и графическом виде. В настоящее время предприятие приступило к серийному выпуску телеметрических систем с гидравлическим каналом связи диаметром 229, 178 и 108 мм, а также к предоставлению с использованием этих телесистем сервисных услуг по телеметрическому и технологическому Oil&GasEURASIA

№5 Май 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

The surface assembly includes a pressure cell, a receiver, a computer workstation, a load cell, a depth sensor and a driller’s monitor. On the surface, the signal received by the pressure cell at the manifold comes to the receiving unit where it is amplified, filtered and decoded. The decoded information comes to the driller’s monitor and operator’s computer and can be saved.

The telemetry system has its own software package, which processes measurement results, performs information exchange, editing, provides depth-tied measurement data and visualization on the monitor in digital and graphical form.

At present, the company has started serial production of telemetry systems with a hydraulic communication channel having the diameter 229, 178 and 108 millimeters; it also offers services on MWD and technological support of directional and horizontal well drilling using these telemetry systems.

The company is also performing research and design work aimed at creating the first domestic resistivity meter (LWD) – a tool for wave measurement of the formation resistivity while drilling. At present, all resistivity meters used in Russia are made abroad.

PetroEngineering Development Saves Diesel Fuel

PHOTO: PETROENGINEERING / ФОТО: ПЕТРОИНЖИНИРИНГ

A technology for boosting the generating capacity of diesel generators developed by PetroEngineering reduces their fuel consumption, too.

The proposed solutions target remote locations that can’t link up to industrial 6 kV grids.

Application of VFDs on basic mechanisms, the change of power distribution and rig control systems provides solutions for solving many industrial problems.

The proposed method improves the equipment quality and reliability, resulting in higher penetration rate and lower equipment load using variable-frequency on basic drives, as well as through better energy efficiency. The new development will slash fuel consumption on the drilling rig working from diesel generator sets by increasing the power factor; sustainable operation of the sets

сопровождению бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин. На предприятии также идут научно-исследовательские и конструкторские работы по созданию первого отечественного резистивиметра (LWD) – прибора волнового измерения удельного сопротивления пород в процессе бурения. В настоящее время все резистивиметры, используемые в России, также имеют иностранное происхождение.

Разработка «ПетроИнжиниринга» позволяет экономить дизельное топливо Компания «ПетроИнжиниринг» разработала технологию увеличения генерирующей мощности дизель-генераторных установок, позволяющую уменьшить расход топлива на этих установках. Предложенные решения применяются на удаленных месторождениях, к которым нет возможности подвести линии промышленных сетей 6 кВ. Путем применения частотно-регулируемых приводов основных механизмов, с изменением системы распределения электроэнергии и системы управления буровой установкой позволяет решить множество важнейших производственных задач. Предложенный метод повышает качество и надежность работы оборудования, приводит к увеличению скорости проходки скважины и уменьшению нагрузки на оборудование за счет применения частотного регулирования основных приводов, а также повышение уровня энергосбережения. Разработка позволит значитель-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eur u asia.r

13

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ will also reduce the downtime and the number of drilling accidents.

The advantages of the new tool include its high efficiency due to the use of asynchronous explosion-proof motors. The options engrained in the electric motor, such as no-frills installation without additional adapters, installation of the same-type motors for all the major drives of the rig, usage of explosion-proof power equipment compliant to current safety standards, can solve several important issues.

According to preliminary estimates by the experts, project payback period is three-four years – this is considering the diesel fuel savings alone.

Technology is implemented at Visovoye field as a part of rig upgrading project in Usinsky branch of Eurasia Drilling Company.

Rimera Develops Hydraulic Protection for Complicated Upstream Conditions

PHOTO: RIMERA / ФОТО: РИМЕРА

Specialists of Rimera R&D Center together with experts from the Alnas plant developed the GTPA5 (5th grade – 92 millimeters) piston hydroprotection. It is designed for difficult wells with high formation temperature or highviscosity oil bitumen, as the specific production technology used in these cases means taht the equipment is operated at 180-200 C temperature.

Factory acceptance testing of a new Rimera tool for oil production is run in complicated conditions and will be completed in April 2014. The equipment will then be sent to Ashalchinskoye field (Tatneft) for experimental field tests.

For optimum performance of hydroprotection the equipment must have high quality of finish and increased durability of the inner housing. This is achieved by chromeplating surface of the housing hydroprotection at the Izhneftemash production facilities.

Chromium is actively used by both servicing and piping divisions of ChTPZ Group. Specifically for the “White well” project, Pervouralsk Pipe Plant (part of the ChTPZ Group) manufactures production strings with 1 to 5 percent chromium content, as well as housing for electrical centrifugal pump of Alnas.

Chrome-plating ensures high performance values for by wear- and corrosion-resistancy of the equipment.

14

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

#5 May 2014

но снизить потребление топлива на буровом станке при работе от дизель-генераторных установок за счет повышения коэффициента мощности, сократить непроизводительное время и количество технологических аварий при бурении за счет стабильной работы дизель-генераторных установок. Среди преимуществ разработки можно отметить высокую технологическую эффективность, достигнутую благодаря применению асинхронных электродвигателей во взрывозащищенном исполнении. Данные электродвигателя позволяют решить несколько важных задач – возможность установки новых электродвигателей без применения дополнительных переходных устройств, установку однотипных электродвигателей на все основные привода буровой установки, применение взрывозащищенного силового оборудования, отвечающего действующим требованиям безопасности. По предварительным подсчетам специалистов, срок окупаемости проекта с учетом только полученной экономии на дизельном топливе составляет три-четыре года. Технология внедрена на Висовом месторождении в рамках проекта модернизации буровой установки в Усинском филиале ООО «Буровая компания „Евразия“».

«Римера» разрабатывает гидрозащиту для осложненных условий нефтедобычи Специалисты Центра исследований и разработок ГК «Римера» совместно со специалистами завода «Алнас» разработали поршневую гидрозащиту ГТПА5 в пятом габарите (92 мм). Она предназначена для использования в скважинах с высокой температурой пласта, а также на месторождениях с высоковязкой битумной нефтью, где в связи с особенностями технологии добычи оборудование эксплуатируется при температуре 180-200 °С. Заводские приемочные испытания нового продукта «Римеры» для нефтедобычи на осложненном фонде, завершаются в апреле 2014 года. Затем оборудование будет отправлено на Ашальчинское месторождение компании «Татнефть» для прохождения опытнопромысловых испытаний. Для оптимальной работы гидрозащиты необходимо высокое качество обработки и повышенная износостойкость внутренней полости корпуса изделия. Это достигается путем хромирования поверхности корпуса гидрозащиты, выполняемого на производственных мощностях завода «Ижнефтемаш». Хром сегодня активно используется обоими дивизионами группы ЧТПЗ – трубным и нефтесервисным. Специально для проекта «Белая скважина» Первоуральский новотрубный завод (входит в группу ЧТПЗ) изготавливает насосно-компрессорные трубы, с содержанием хрома от 1 до 5%, а также корпуса для электроцентробежных насосов «Алнаса». Использование хрома позволяет добиться повышенных показателей по износо- и коррозионностойкости оборудования.

Oil&GasEURASIA

Tough Choice If Europe decides to slash gas imports from Russia, it will shoot itself in the foot

Между молотом и наковальней Возможный отказ Европы от российского газа, скорее всего, навредит ей самой

Svetlana Kristalinskaya

T

he growing tension between the West and Russia over the annexation of Crimea accentuated all problems that have plagued gas ties between longtime partners.

The West threatens to introduce serious economic sanctions against Russia, including the halt of purchase of Russian energy, a ban on technology transfer to Russian companies working in the fuel and energy sector, investments in field development and infrastructure construction. Experts and businessmen are inclined to think that neither Russia nor Europe would benefit from deteriorating ties.

Today, a set of sanctions is in effect against Russia over its annexation of Crimea. In particular, talks on a new Russia-EU framework agreement and visa regime liberalization have been halted, visa bans have been imposed on a number of Russian officials and their assets frozen. If the situation deteriorates further the West threatens to introduce economic sanctions against Russia. Potential backlash might hurt Russia’s banking sector, trade, services rendered by European firms to Russia’s oil and gas companies.

Sanctions on the oil and gas sector could include bans on technology transfer, investment into new fields development and infrastructure facilities, as well as insurance and logistics services.

16

Светлана Кристалинская

Р

ост напряженности в отношениях между Западом и Россией из-за присоединения Крыма обострил все проблемы, накопившиеся в отношениях в газовой сфере между давними партнерами. Запад грозит России серьезными экономическими санкциями, включая прекращение закупок энергоресурсов, запрет на передачу технологий компаниям ТЭК и инвестиций в разработку месторождений и строительство инфраструктуры. Эксперты и бизнесмены склоняются к тому, что обострение не нужно ни России, ни Европе. В настоящее время в отношении России из-за аннексии Крыма введен ряд санкций, в частности, приостановлены переговоры по новому базовому соглашению Россия-ЕС и договору о либерализации визового режима. Кроме того, введены визовые санкции и заморожены активы, принадлежащие ряду официальных лиц. В случае ухудшения ситуации Запад грозит Москве экономическими санкциями. Возможные меры могут затронуть российский банковский сектор, торговлю, оказание европейскими компаниями услуг газовым и нефтяным компаниям России. Санкции в отношении российского нефтегазового сектора могут включать в себя запрет на передачу им технологий, на инвестиции в разработку новых месторождений и создание инфраструктуры, а также на страховые и логистические услуги.

Oil&GasEURASIA

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

GAS

№5 Май 2014

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO / ФОТО: WINTERSHALL

Russia supplies around 150 billion cubic meters of gas to Europe annually, covering approximately a quarter of the European Union’s (EU) gas demand, and providing one-third of EU’s gas imports.

Russia is linked to Europe via pipelines and some 80 percent of its Europe-bound gas is shipped through Ukraine where recent events have sparked a blaze. In Europe, Gazprom markets a third of ● Wintershall chief Rainer Seele all gas it sells and European questions Europe’s ability to sales account for more than quickly substitute Russian gas half of the company’s reve- with supply from other sources nue. Ukraine, one of the larg- ● Глава Wintershall Райнер est consumers of Russian gas, Зеле сомневается, что Европа сможет быстро найти замену is not able to pay for it.

As the events in Ukraine российскому газу escalated, European politicians rallied support to reduce dependence on energy supply from Russia. Despite talking about that for several years and taking specific steps such as the adoption of the Third Energy Package and open lobbying of gas pipeline construction from Trans-Caspian states to counter Russia’s own trunkline projects, today those calls trigger a rather sensitive reaction. Particularly painful was the European Commission’s move to postpone its decision (after almost agreeing upon it) to grant Gazprom exemptions from the Third Energy Package in regard to the use of OPAL gas pipeline (an offshoot of Nord Stream), which had been built on German territory by local companies. However, such stance of the European Commission has met resistance of its own business community. In his recent interview with the Moscow-based Vedomosti newspaper, Wintershall chief Rainer Seele said that as the gas transit crisis looms, Europe more than ever needs supply from both Nord and South Stream, Russia’s Europe-bound trunklines by-passing Ukraine. The OPAL trunkline’s throughput capacity totals 36 billion cubic meters per year, which represents one-third of Germany’s current gas demand and is slightly less than the volumes shipped to Germany by Gazprom.

Industry experts and entrepreneurs maintain in unison that Europe won’t be able to quickly reject Russian gas supply and, moreover, ● INEOS Chairman James would be hurt itself if it did so. Ratcliffe warns that most Seele, who heads the European chemical companies Russian-German Chamber of could be out of business in 10 Commerce, spoke “on behalf years of German members of the ● Председатель совета chamber” against any sanc- директоров INEOS Джеймс tions on Russia since they Рэтклифф считает, что could disrupt existing ties большинство европейских between the two countries on химкомпаний могут закрыться в течение ближайших 10 лет the largest scale.

PHOTO/ФОТО: PSMREPORT.COM

Russian Dominance

ГАЗ

Доминирующая роль России «Газпром» поставляет в Европу около 150 млрд м³ газа в год, обеспечивая порядка 25% газопотребления стран ЕС, при этом на импорт из России приходится треть поставок. Россия привязана к Европе трубами, и около 80% этого газа идет через Украину, ситуация в которой и стала той самой искрой, разжегшей пламя. Объемы поставок газа «Газпромом» в Европу составляют около трети от общего объема реализации и обеспечивают более половины выручки компании. Украина, являющаяся одним из крупнейших потребителей российского газа, не может платить за него. В разгар эскалации ситуации вокруг Украины европейские политики призвали сократить зависимость от поставок энергоносителей из России. И хотя об этом они говорят на протяжении нескольких лет и предпринимают совершенно конкретные шаги для этого в виде принятия Третьего энергетического пакета, откровенного лоббирования строительства газопроводов из прикаспийских стран в пику пророссийским «потокам», сейчас эти слова воспринимаются достаточно остро. Особенно обидным стало то, что Еврокомиссия отложила почти согласованный вопрос о предоставлении «Газпрому» изъятий из Третьего энергопакета, предусмотренных в отношении использования газопровода OPAL (отвод от «Северного потока»), построенного в Германии с участием немецких компаний. Но здесь ЕК встретила сопротивление европейского же бизнеса. Глава Wintershall Райнер Зеле в интервью газете «Ведомости» выразил мнение, что, в условиях надвигающегося транзитного кризиса, и «Северный», и «Южный» «потоки» нужны Европе как никогда. Мощность газопровода OPAL составляет 36 млрд м³ газа в год, что составляет треть текущих потребностей Германии в газе и чуть меньше объема, поставляемого в страну «Газпромом». Эксперты и бизнесмены в один голос говорят, что Европа не сможет быстро отказаться от российского газа – более того, она сама же от этого пострадает. Зеле, возглавляющий Российско-немецкую торговую палату, выступил «от лица немецких участников палаты» против каких-либо санкций в отношении России, поскольку они могут нарушить существующие связи между странами в целом. Аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров считает, что Евросоюз не сможет заместить поставки российского газа другими источниками; также, в этом случае существенно вырастут цены на энергоносители, при том что европейская экономика с точки зрения энергетики менее конкурентоспособна, чем американская, в частности, в области нефтехимии. В марте текущего года председатель совета директоров крупной европейской химической компании INEOS Джеймс Рэтклифф высказал главе Еврокомиссии Жозе Мануэлу Баррозу опасения относительного того, что «сланцевая революция» в США ставит под угрозу европейскую нефтегазохимическую промышленность. Причинами более низкой конкурентоспособности Рэтклифф назвал цены на сырье (газ) и электроэнергию: цены на газ в Европе в три раза выше, чем в США, а на электроэнергию – на 50%. По мнению Рэтклиффа, если не принять меры, то большинство европейских предприятий может закрыться в течение ближайших 10 лет. Он отметил, что в Великобритании с 2009 года уже закрылись 22 химических завода, а новые не строятся, в то время как Китай непрерывно строит химзаводы. Международное рейтинговое агентство Fitch Ratings также заявило, что введение запрета на импорт российского газа в Европейском союзе (ЕС) приведет к значительным осложнениям для экономики и промышленности самой Европы.

17

#5 May 2014

GAS Sberbank CIB analyst Valery Nesterov thinks that EU can’t substitute Russia’s gas with supply from other sources and in such case energy prices would significantly rise. It needs to be noted, he adds, that European economy is less competitive than U.S. economy from the point of view of energy, particularly in the petrochemical industry.

In March, James Ratcliffe, the chairman of INEOS chemicals giant, told European Commission head Jose Manuel Baroso that he was concerned the U.S. “shale revolution” was threatening European petrochemical and gas chemicals industry. According to Ratcliffe, the reasons behind European chemical companies’ weakened competitiveness in the global market were prices of raw materials (gas) and electricity: gas in Europe is three times more expensive than in the United States, and European electricity prices are 50 percent higher. In Ratcliffe’s opinion, if appropriate measures aren’t taken, the majority of European companies could shut down in the nearest 10 years. He noted that in UK 22 chemical plants have closed since 2009, and new plants are not being built while China intensively builds new facilities.

Fitch Ratings said that EU’s potential ban on imports of Russian gas would cause further complications for the European economy and industry.

According to the agency, immediately after introducing such a ban Europe would face a shortage of gas on the backdrop of high prices caused by limited ability to reduce demand, provide supply from alternative sources and ship gas to the countries that would be the most vulnerable under new conditions. As the aftermath of the ban, the gas price jump would trigger a chain reaction that would see a surge in electricity, coal and oil prices. The worst hit due to shortage of gas would be steel and chemicals industry, add Fitch analysts.

Обоснованный скептицизм

EU politicians assert that Europe would be able to substitute Russian gas with U.S. supply since Washington had been trumpeting for long about its grandiose plans to export LNG in coming years.

Европейские политики утверждают, что смогут заместить российский газ американским, ведь США давно заявляют о грандиозных планах по экспорту газа в сжиженном виде в предстоящие годы. Однако и здесь эксперты единодушны: это не ближайшая перспектива. Заместитель завкафедрой оборудования нефтегазопереработки РГУ нефти и газа им. Губкина Елена Федорова подчеркивает, что для переоборудования терминалов по приему сжиженного газа в США на экспортные нужно полтора-два года. Кроме того, нужно решить проблему дефицита танкеров для доставки этого СПГ. Аналогичного мнения придерживается и Зеле: «Непонятно, о каких свободных объемах американского газа идет речь, и какой будет финальная стоимость газа в европейских терминалах. Сложно оценить, насколько к поставкам из Америки готова существующая инфраструктура, есть ли достаточное количество танкеров, например. Массовые поставки газа из США — это определенно отдаленная перспектива, а не прогноз на ближайшее будущее». По мнению Fitch, увеличение добычи газа в ЕС и североафриканский газ могут компенсировать лишь небольшую часть российского газа, а мировой рынок СПГ может предложить только ограниченные объемы, так как, СПГ поставляется по долгосрочным контрактам, а мировое производство СПГ равно половине поставок российского газа в Европу.

Foreign Presence

Иностранное присутствие

Currently, the interests of European and U.S. business community are widely represented in the Russia’s oil and gas sector as all global majors have operations here. Germany’s Wintershall и E.On are involved in ongoing gas projects in Russia (joint gas production projects with Gazprom and participation in the Nord Stream gas pipeline by-passing Ukraine), France’s Total is involved in Yamal LNG and Termokarstovoye gas field project with NOVATEK, another French company, Gdf, is also involved in Nord Stream, as is the Netherlands-based Gasunie, Anglo-Dutch Shell is one of the stakeholders in Russia’s first LNG plant as part of the offshore Sakhalin-2 project and has a joint venture with Gazprom Neft to produce tight oil, U.S.-based ExxonMobil is part of the Sakhalin-1 offshore project and a partner of Rosneft in geological exploration projects, Norway’s Statoil participates in the Kharyaga production sharing agreement, and also partners with Rosneft in geological exploration, Italy’s Eni recently earned huge revenues from the sale of its stake in the SeverEnergiya production asset and is also Rosneft’s partner in several projects, while the UK-based BP holds shares in Rosneft, which today is Russia’s largest oil company. Besides these companies’ participation in Russian projects, an enormous chunk of equipment and technology supply market is held by Western companies, and numerous EPC contracts in Russia’s oil and gas industry are awarded to foreign engineering firms.

В настоящее время европейский и американский бизнес широко представлен в нефтегазовом комплексе России – здесь работают все мировые лидеры. Так, в российских газовых проектах, которые уже реализуются, представлены немецкие Wintershall и E.On (добычные проекты с «Газпромом» и участие в морском газопроводе в обход Украины Nord Stream), французские Total («Ямал СПГ» и Термокарстовое месторождение с «НОВАТЭКом») и Gdf (Nord Stream), голландская Gasunie (Nord Stream), англо-голландская Shell (первый в России завод по сжижению газа в рамках шельфового проекта «Сахалин-2», СП с «Газпром нефтью» по трудноизвлекаемой нефти), американская ExxonMobil (проект «Сахалин-1», геологоразведочные проекты с «Роснефтью»), норвежская Statoil (Харьягинское СРП, ГРР проекты с «Роснефтью»), итальянская Eni (недавно очень выгодно продала долю в добывающем активе – «СеверЭнергии», партнер «Роснефти» в ряде проектов), британская BP является акционером «Роснефти». Помимо участия непосредственно этих компаний, огромная доля западных компаний приходится на поставки оборудования и технологий, подряды на строительство со стороны иностранных инжиниринговых компаний.

Grounded Skepticism

18

По мнению агентства, сразу после введения подобных мер Европа будет испытывать нехватку газа при высоких ценах на него ввиду ограниченной способности сократить спрос, осуществить поставки из альтернативных источников и транспортировать газ в страны, на которые наиболее значительно повлияет такое решение. Скачок цен на газ в результате такого запрета, вероятно, также вызовет цепную реакцию цен на электроэнергию, уголь и нефть. Основной удар, вызванный нехваткой газа, примет на себя промышленность, особенно сталелитейная и химическая, считает Fitch.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2014

ГАЗ

150 billion cubic meters of gas is shipped annually from Russia to EU млрд м3 газа поставляет Россия ежегодно в страны ЕС

However, experts are unanimous on this issue as well: this cannot happen in the near future. Yelena Fyodorova, deputy chairwoman at the Refining Equipment Chair of the Gubkin Oil and Gas University in Moscow stresses that conversion of U.S.-based LNG reception terminals into export terminals would take at least 18 months to two years. In addition to this, there is also the lingering issue of shortage of tankers that would deliver that LNG. This point of view is shared by Seele. “It’s unclear what amounts of excess U.S. gas are being talked about and what the final cost of that gas would be at European terminals. It’s difficult to assess how ready the existing infrastructure is for shipments from the United States, whether there is a sufficient number of tankers, for instance. Mass shipments of U.S. gas are definitely a remote prospect, not the near future forecast,” he said.

According to Fitch, growth of gas production in the EU and gas supply from North Africa could compensate only a fraction of deliveries from Russia, while the global LNG market can offer only limited volumes since LNG is supplied on longterm contracts and the entire global LNG output equals only 50 percent of Russia’s natural gas deliveries to Europe.

Even if LNG reaches European terminals located primarily in the south and north of the continents, where dependence on Russian gas is smaller, sufficient pipeline infrastructure would be required to deliver that gas to buyers in central and eastern Europe, maintains Fitch.

Europe is unlikely to give up Russian gas over a longer term and that could happen only if the Ukrainian crisis seriously deteriorates, adds Fitch. Temporary disruptions in supply shouldn’t be ruled out in case of a “transit crisis,” but that problem could be minimized by using the Nord Stream pipeline. In that case, the European Commission’s permit to use the OPAL trunkline to full capacity would come in handy. OPAL is currently pumping only half of its total capacity. Seele notes that supply disruptions aren’t a major issue for the time being since Europe has enough gas in underground storages.

Russia Going East?

Preparing their response to the West, Russian authorities have been talking about imposing their own sanctions, as well as about their plans to reroute energy deliveries to the East. Moreover, Russia has been long targeting the Asia-Pacific region in its attempt to diversify gas exports: Gazprom is in protracted talks to deliver pipeline gas and LNG to China and South Korea, and a number of Russia’s independent gas producers have pledged to build LNG plants that would cater to Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

19

#5 May 2014

PHOTO/ФОТО: LNG17.ORG

GAS

Кроме того, считает агентство, даже если СПГ придет на европейские терминалы, которые расположены, в основном, на юге и на севере, где не так велика зависимость от российского газа, нужна достаточная трубопроводная инфраструктура на территории Европы, чтобы доставить этот газ до стран Центральной и Восточной Европы. По мнению Fitch, вряд ли Европа надолго откажется от российского газа, и это возможно только в случае серьезного обострения украинского кризиса. Не исключено временное прерывание из-за возможного «транзитного кризиса», но эту проблему можно сгладить благодаря построенному газопроводу «Северный поток». Кстати, тогда будет очень востребовано разрешение Еврокомиссии на полное использование газопровода OPAL, который сейчас загружен только наполовину. Зеле отмечает, что прерывание поставок сейчас не такая острая проблема, поскольку пока в европейских хранилища достаточно газа.

Россия уйдет на Восток? Российские власти говорят об ответных санкциях, а также о планах разворачивания экспортной политики в сторону Востока. Впрочем, диверсификация экспорта газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) также уже свершившийся факт – «Газпром» давно ведет переговоры о поставке ● Converting LNG reception terminals into export terminals will take time трубного газа в Китай и Южную Корею, а ● Для переоборудования терминалов по приему СПГ в экспортные терминалы независимые производители газа поголовно потребуется время заявляют о планах СПГ-заводов, ориентированных на поставки «голубого топлива» в АТР. Эксперты также единодушны, что отноAsia-Pacific buyers. Industry experts agree that Russia’s cur- шения с Западом подтолкнут Россию быстрее согласиться на rent clash with the West could accelerate Moscow’s decision условия Китая в сделке по поставке «Газпромом» 38 млрд м³ to accept China’s offer for the purchase of 38 billion cubic газа в Китай и строительству туда газопровода, переговоры meters of Gazprom’s gas per year and build a Russia-China по которой продолжаются уже больше 10 лет. По мнению gas pipeline, which has been discussed for over 10 years now. заведующей отделом нефтегазового комплекса России и мира According to Tatiana Mitrova, head of Russia and World Oil Института энергетических исследований Российской акадеand Gas Sector Dept. at the Energy Research Institute of the мии наук (ИНЭИ РАН) Татьяны Митровой, в текущей ситуации Russian Academy of Sciences, Russia needs this deal very России очень нужна эта сделка, так же она нужна и Китаю, котоmuch under current circumstances, as much as China needs it рый добивается доступа к российским ресурсам. В то же время, in its attempt to access Russian energy resources. At the same отметила она, ключевым аспектом в переговорах с Китаем time, adds Mitrova, the key aspect in talks with China is not является даже не цена, поскольку другим поставщикам они the price, since Beijing is buying gas from other suppliers at платят более высокую цену, чем предлагает «Газпром», а доступ even higher prices than Gazprom’s, but the access to Russia’s к добывающим активам, поскольку для Китая принципиально upstream assets, as China’s major goal is to have control over контролировать всю цепочку поставок. Митрова не исключает, the entire supply chain. Mitrova hasn’t ruled out that the что сделка может не ограничиться только газовой сферой, а potential agreement could expand beyond the gas business включать взаимодействие и по другим направлениям. Впрочем, бизнесмены не горят желанием уходить из and include cooperation in other sectors, too.

Meanwhile, foreign firms aren’t rushing to leave Russia. России. Так, представители Total заявляют только о готовности Total representatives said they were ready to increase the увеличивать число нефтегазовых проектов в России, а Зеле number of oil and gas projects in Russia, while Seele noted отметил, что прежде, чем пойдет в такие новые нефтегазовые that “it would be better to launch another project in Russia” «мекки», как Ирак, Иран и Мексика, «лучше запустит еще один before going to new petroleum “Meccas” such as Iraq, Iran and проект в России».

Mexico.

“What If” Scenario Though Russian President Vladimir Putin thinks that it’s impossible for Europe to give up Russian gas as certain

20

И если, все-таки…

И хотя президент России Владимир Путин считает совершенно нереальным отказ Европы от российского газа – ведь некоторые страны зависят от российского газа даже на 100% Oil&GasEURASIA

№5 Май 2014

European importers completely depend on deliveries from Russia, he did say that such a move could cost the federal budget $28 billion. It’s still many times less than revenues from oil sales, which range between $191 billion and $194 billion, and oil is traded globally.

By the way, $28 billion is approximately the amount of debt, which Russia is nudging the new Ukrainian government to repay. Putin clearly stated that if Ukraine fails to pay the bills for current gas deliveries amounting to $2.2 billion, starting from June Kiev would have to furnish 100-percent down payments for new supplies. This, in turn, could trigger disruption in gas transit to Europe.

Besides this, Russia is seeking around $11.4 billion from Ukraine, which is the amount of the gas price discount provided to Kiev as part of the deal to let Russia’s Black Sea Fleet lease Crimean naval facilities (the so-called Kharkov Accord, signed in 2010, was annulled after incorporating Crimea into Russia). Russia also invoiced Ukraine for the gas it didn’t draw from the pipelines in 2013 under the take-or-pay agreement.

Additionally, late last year Moscow loaned $3 billion to Kiev through the purchase of government bonds, so Ukraine could use the cash to repay its gas debt. All in all, debts amounted to $28 billion. Russia is calling on the Western nations, which are threatening to impose sanctions on the Kremlin, to provide loans to Kiev so it could pay for Russian gas and not disrupt deliveries to Europe. That is, if Europe decides it doesn’t want to disrupt them itself.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ГАЗ – он все-таки сообщил, что подобный ход обойдется российскому бюджету в $28 млрд. При этом упомянутая цифра несоразмерно меньше доходов от экспорта нефти – $191-194 млрд, а нефть торгуется на мировых рынках. Кстати, $28 млрд – это примерно та сумма долга, которую Россия озвучила новому правительству Украины. По словам Путина, если Украина через месяц не оплатит $2,2 млрд за текущие поставки газа, то с июня газ в Украину будет поставляться только на условиях 100%-й предоплаты, а это как раз и создает условия для прерывания транзита газа в Европу. Кроме того, Россия требует с Украины около $11,4 млрд, недополученных в результате денонсации Кремлем так называемого «Харьковского соглашения», подписанного в 2010 году, согласно которому Москва предоставляла Киеву скидки на газ в обмен на продление соглашения по аренде порта Севастополь Черноморским флотом РФ. Россия за аренду платила авансом, а после присоединения Крыма денонсировала соглашение четырехлетней давности, и теперь требует возврата перечисленных средств. Помимо этого, Россия также выставила счет за невыбранный Украиной газ в 2013 году на условиях take-or-pay («бери или плати»). К тому же, в конце ушедшего года Россия предоставила Украине кредит в $3 млрд, купив ее облигации для того, чтобы та погасила долг за газ. Итого – $28 млрд. Россия призывает страны Запада, грозящего ей санкциями, предоставить кредиты Украине, чтобы та могла оплачивать российский газ и не прерывать поставки в Европу – если Европа, все-таки, не захочет их прерывать.

21

PIPELINES

Gazprom Goes South

Бросок на юг «Газпром» наращивает темпы строительства «Южного коридора» Lada Ponomareva

T

he execution of Gazprom’s project to build the South Stream gas transportation system designed to supply additional volumes of natural gas to Europe via the Black Sea is in full swing. Today, the project is at the stage of holding tenders and signing contracts with pipeline construction contractors and equipment suppliers. Recently, it grabbed the headlines again when Russia’s Federal Anti-monopoly Service (FAS) intervened to review the outcome of the bid for construction of the 191.5-kilometer section of the PochinkiAnapa gas pipeline, which is part of the future South Corridor pipeline network designed to ensure continued supply of natural gas not only to the South Stream, but also to central and southern regions of Russia.

The government regulator had to intervene after receiving a complaint from Stroigazkonsalting, the company owned by businessman Ziyad Manasir, which bid for the Pochinki-Anapa construction job and lost. Commenting on the results of the tender, Stroigazkonsalting’s spokesman told OGE that, based on the criteria listed in Gazprom’s bidding requirements, Stroigazkonsalting was ahead of its opponent Stroitransgaz on a number of points, including staff qualification, the level of technical and technological equipment, experience in pipeline construction, as well as the cost of work. Stroigazkonsalting offered to build the pipeline for 16.989 billion rubles (around $468.3 million, while Stroitransgaz’s price tag stood at 17.685 billion rubles

22

Лада Пономарева

Р

еализация проекта «Газпрома» по строительству газотранспортной системы «Южный поток», по которой Россия будет снабжать Европу дополнительными объемами природного газа по дну Черного моря, идет полным ходом. Сегодня проект находится на стадии проведения тендеров и заключения контрактов с подрядчиками на строительство трубопровода и поставки оборудования. О проекте недавно заговорили вновь – поводом стало вмешательство Федеральной антимонопольной службы (ФАС) в итоги тендера на строительство участка газопровода «Починки-Анапа» протяженностью 191,5 км в рамках проекта «Южный коридор», целью которого является бесперебойное обеспечение объемами природного газа не только «Южного потока», но и центрального и южного регионов России. Государственному регулятору пришлось вмешаться после того, как в ведомство поступила жалоба проигравшего тендер участника – компании «Стройгазконсалтинг» Зияда Манасира. Комментируя итоги тендера, представитель компании сообщил НГЕ, что, исходя из критериев, изложенных в конкурсной документации «Газпрома», «Стройгазконсалтинг» опережал своего конкурента «Стройтрансгаз» по ряду параметров, включая квалификацию специалистов, техническое и технологическое оснащение, опыт в сфере строительства трубопроводов, а также стоимость работ – «Стройгазконсалтинг» предложил за свои услуги по строительству трубопровода 16,989 млрд рублей (около $468,3 Oil&GasEURASIA

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

The monopolist steps up construction of the South Corridor gas pipeline network

№5 Май 2014

ТРУБОПРОВОДЫ

($490.1 million). Nevertheless, on March 25 Stroitransgaz was млн), тогда как «Стройтрансгаз» запросил 17,685 млрд рублей declared winner of the tender. ($490,1 млн). Тем не менее, победителем тендера 25 марта был FAS press service told OGE that bidding documents weren’t признан «Стройтрансгаз». in full compliance with legislation and that they “lacked the proВ самой ФАС НГЕ пояснили, что конкурсная документация cedure of comparison of bids in regard to purchasing deals, thus не соответствовала в полной мере существующему законодаviolating the law regulating purchases of goods, work and ser- ● Table 1 vices by separate legal entities.” ● Табл. 1 Moreover, an investigation by Booster stations / Компрессорные Equipment / Number of units Power, MW станции Оборудование / Кол-во единиц Мощность, МВт FAS revealed that Gazprom had been evaluating bids in a manGPA-C6.3 / 6; GTK-10-4 / 8; GPA-16 / 7* Pisarevka / «Писаревка» 229.8 ner that violates the law (Federal ГПА-Ц6.3 / 6; ГТК-10-4 / 8; ГПА-16 / 7* Law #223 – OGE). Ultimately, the GPA-25 / 5 watchdog annulled the results of Shakhtinskaya / «Шахтинская» 125 ГПА-25 / 5 the tender and ordered Gazprom GPA-25 / 5 to rectify violations and extend Korenovskaya / «Кореновская» 125 ГПА-25 / 5 the bid submission deadline.

Stroigazkonsalting representaGPA-25 / 4 Kazachya / «Казачья» 100 tives assure that their company ГПА-25 / 4 would bid again despite having GPA-32 / 7 Russkaya / «Русская» 224 had their bids rejected a number ГПА-32 / 7 of times before to make way for Stroitransgaz. reconstruction of Pisarevka booster station Meanwhile, most indus- *Following После реконструкции КС «Писаревка» try analysts believe that even (GPA – booster unit; GTK – gas turbine compressor) (ГПА – газоперекачивающий агрегат; ГТК – газотурбинный компрессор) after rectifying violations Gazprom is highly unlikely to award the contract to тельству, и в ней «отсутствовал порядок сопоставления заявок Manasir’s company. “Certain problems between the two на участие в закупке, что является нарушением <…> Закона «О companies arose in 2013 when Ziyad Manasir filed a com- закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических plaint to the Presidential Commission on Fuel and Energy лиц». Кроме того, по результатам расследования ФАС, «Газпром» Sector, asserting that Gazprom, according to Manasir, had проводил оценку поданных заявок в порядке, который также

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

23

PIPELINES

begun significantly delaying the financing of new projects creating a bad situation for the contractor,” experts at Investkafe independent analytical agency told OGE. About the same time Gazprom’s Dept. for Corporate Expenses Management proposed to CEO Alexei Miller to award all contracts for maintenance of the gas transportation network to four companies: Stroigazmontazh, Stroitransgaz, Gazprom Tsentrremont and Salavatneftekhimstroi.

Stroigazkonsalting, which used to be a major Gazprom contractor, didn’t make the list.

Sources at Gazprom don’t comment on the choice of contractor, but do assure that Gazprom will deal with all received complaints, though this process could extend the South Corridor execution deadlines. How long the bidding procedure extension could be and when exactly construction of the Pochinki-Anapa section would be launched, Gazprom fails to specify.

24

#5 May 2014

не согласуется с буквой Закона (223-ФЗ – НГЕ). Регулятор аннулировал результаты тендера и обязал госмонополию устранить выявленные нарушения и продлить срок подачи заявок на участие в конкурсе. Представители «Стройгазконсалтинга» уверяют, что в случае проведения нового тендера их компания вновь примет в нем участие, даже несмотря на то, что это уже далеко не первый конкурс, в котором заявки «Стройгазконсалтинга» отклоняются в пользу «Стройтрансгаза». Впрочем, аналитики отрасли в своем большинстве придерживаются той точки зрения, что и после устранения всех нарушений «Газпром» вряд ли отдаст предпочтение компании Манасира. Так, например, эксперты независимого аналитического агентства «Инвесткафе» в разговоре с корреспондентом НГЕ напомнили, что «определенные проблемы в отношениях двух компаний начались еще в 2013 году, когда Манасир обратился с жалобой в президентскую комиссию по ТЭК на газовую монополию, которая, по его мнению, стала Oil&GasEURASIA

№5 Май 2014

Delaying the tender isn’t in the natural gas monopoly’s own interest since the project’s execution in southern Russia is vital to future gas supply to Europe via the South Stream, which is scheduled to begin in late 2015.

Two Rolled Into One The construction of the South Corridor gas pipeline network is part of a large-scale Gazprom project to expand Russia’s Unified Gas Supply System (ESG). According to Gazprom’s official papers, the South Corridor will provide additional volumes of gas to central and southern regions for development of industry, agriculture and municipal services sector. The new gas pipeline network will run through eight regions – the province of Mordovia, Nizhegorod, Penza, Voronezh, Saratov, Volgograd and Rostov regions and Krasnoyarsk territory.

The South Corridor has two routes – western and eastern« – which will be built in two stages (see map).

Western route The total length of the Western route will be 880.6 kilometers, including a 57-kilometer shunt between Kubanskaya and Korenovskaya booster stations. Today, work is under way to build new booster stations and renovate the existing ones. Total power of the five booster stations will be 574 MW (Table 1).

In February, Miller chaired a meeting devoted to the execution of South Stream and South Corridor projects, which also featured an update on the ongoing construction work on first stage of the South Corridor pipeline.

So far, more than 477 kilometers of pipe have been laid and hydrotests conducted at separate sections of the line.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ТРУБОПРОВОДЫ сильно затягивать с финансированием новых проектов, создавая таким образом неблагополучную ситуацию для подрядчика». Примерно в то же время департамент «Газпрома» по управлению корпоративными затратами предложил главе корпорации Алексею Миллеру передать все подряды на обслуживание газотранспортной системы четырем компаниям: «Стройгазмонтаж», «Стройтрансгаз», «Газпром центрремонт» и «Салаватнефтехимстрой». «Стройгазконсалтинг», некогда являвшийся крупнейшим подрядчиком «Газпрома», остался вне этого списка. Источники в газовой корпорации не комментируют причины такого выбора подрядчика, но уверяют, что «Газпром» рассмотрит все поступившие претензии, однако это разбирательство может увеличить сроки реализации проекта «Южный коридор». Насколько именно растянется конкурсная процедура и, соответственно, когда будет начато строительство участка, «Газпром» пока не уточняет. Откладывать начало работ по тендеру в долгий ящик не в интересах самой газовой монополии, так как от реализации этого проекта в южном регионе России напрямую зависят будущие поставки в Европу по «Южному потоку», которые должны начаться уже в конце 2015 года.

Два в одном Строительство «Южного коридора» входит в масштабный проект «Газпрома» по расширению Единой системы газоснабжения России. Как следует из официальной документации компании, «Южный коридор» позволит обеспечить центральный и южный регионы России дополнительными объемами природного газа для развития промышленности, сельского хозяйства, коммунальной сферы. Система трубопроводов будет проложена по территории восьми регионов –

25

#5 May 2014

PIPELINES ● Table 2 ● Табл. 2

Booster stations / Компрессорные станции

Equipment / Number of units Оборудование / Кол-во единиц

Power, MW Мощность, МВт

Pochinki / «Починки»

GPA-16 / 6 ГПА-16 / 6

96

Mokshanskaya / «Мокшанская»

GPA-25 / 6 ГПА-25 / 6

150

Petrovsk / «Петровск»

GPA-16 / 5 ГПА-16 / 5

Zhirnovskaya / «Жирновская»

GPA-16 / 4 ГПА-16 / 4

Volgogradskaya / «Волгоградская»

GPA-16 / 4 ГПА-16 / 4

Salskaya / «Сальская»

GPA-16 / 4 ГПА-16 / 4

Korenovskaya / «Кореновская»

GPA-25 / 4 ГПА-25 / 4

Kazachya / «Казачья»

GPA-25 / 4 ГПА-25 / 4

Russkaya / «Русская»

GPA-32 / 7 ГПА-32 / 7

*Power after joining Western and Eastern routes Мощность при соединении Восточного и Западного маршрутов

According to the brief, the site for the Shakhtinskaya booster station was being prepared, and technological equipment was being installed at Russkaya, Korenovskaya and Kazachya booster stations.

Expansion of the Urengoi-Novopskov gas pipeline is also under way in order to provide supply of necessary quantities of gas: a junction point, a gas pipeline connection and technological shunts have been built for this purpose at the Petrovsk-Pisarevka section. In addition to this, the work to reconstruct and optimize operation of Yekaterinovka, Bubnovka and Pisarevka booster stations is performed as part of the expansion effort.

Eastern route Тhe Eastern route, which is part of the second phase of construction of the South Corridor pipeline is almost twice as long as the Western route, its length totaling 1,625.6 kilometers. The project envisages construction of nine booster stations along this route with total power of 942 MW (Table 2).

Subsequently, three of these stations – Korenovskaya, Kazachya and Russkaya – will be operating simultaneously on both routes (see map).

Southern Capacities Kazachya and Russkaya booster stations are among the key facilities of the entire project to build the South Corridor. Besides transporting gas, Kazachya station will also purify it from moist

26

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

Республики Мордовия, Нижегородской, Пензенской, Воронежской, Саратовской, Волгоградской и Ростовской областей и Краснодарского края. «Южный коридор» состоит из двух маршрутов – Западного и Восточного, – строительство которых происходит в два этапа, соответственно (см. карту).

Западный маршрут Общая протяженность Западного маршрута составит 880,6 км, включая перемычку между КС «Кубанская» и КС 64 «Кореновская» длиной в 57 км. На сегодняшний день на маршруте ведется соо64 ружение новых газоперекачивающих мощностей и реконструкция уже суще64 ствующих – общая мощность пяти компрессорных станций составит 574 МВт (табл. 1).

100 / 225* На заседании по реализации проектов «Южный поток» и «Южный коридор», кото100 / 200* рое провел в феврале этого года Алексей Миллер, была представлена информация 224 / 448* о ходе текущих работ по строительству первого этапа «Южного коридора». Так, в настоящее время уже проложено более 477 км трубопровода и проведены гидроиспытания на отдельных участках пути. Также готовится площадка под КС «Шахтинская», а на КС «Русская», «Кореновская» и «Казачья» ведется монтаж основного технологического оборудования. Продолжается и расширение газопровода «УренгойНовопсков», чтобы обеспечить подачу необходимых объемов газа: на участке газопровода «Петровск-Писаревка» были построены узел подключения, газопровод-подключение и технологические перемычки для КС «Писаревка». Кроме того, в рамках расширения магистрали уже ведутся активные работы по реконструкции и оптимизации трех компрессорных станций: «Екатериновка», «Бубновка» и «Писаревка».

80

Восточный маршрут Восточный маршрут, который входит во второй этап строительства «Южного коридора», почти в два раза длиннее Западного – общая протяженность газопроводов 1 625,6 км. На этом пути будет построено девять компрессорных станций общей мощностью в 942 МВт (табл. 2). Три из этих станций – «Кореновская», «Казачья», «Русская» – впоследствии будут работать сразу на двух маршрутах (см. карту). ● Installation of the first

Ladoga booster unit at Russkaya booster station ● Монтаж первого газоперекачивающего агрегата «Ладога» на КС «Русская»

Южные мощности Компрессорные станции «Казачья» и «Русская» являются одними из базовых объектов всего проекта «Южный коридор». КС «Казачья», помимо транспортировки газа, будет также очищать его от влаги и различных примесей. В начале этого года компания «Стройтрансгаз» уже установила на «Казачьей» первый из десяти адсорберов, которые будут проводить подготовку газа к дальнейшей транспортировке.

Oil&GasEURASIA

PIPELINES

28

#5 May 2014

and different kinds of solids. In the beginning of this year, Stroitransgaz had already installed the first of 10 drier vessels at Kazachya that will treat gas before transporting it further.

After that commercial gas will be pumped to Russkaya booster station and shipped further to Europe via the South Stream pipeline.

Russkaya booster station, which is the final point of the South Corridor line and the starting point of the South Stream trunkline, is designed to become the most powerful booster station on the globe. Its rated power will create such gas pressure (28.45 MPa) capable of pumping natural gas over a 900-kilometer distance without any additional engineering devices (gas pressure at Kazachya booster station, for instance, will total only 11.8 MPa). Late last year, Russkaya’s general contractor for construction, Stroigazmontazh (Lengazspetsstroi was a subcontractor), began the installation of the first Ladoga booster unit, which is produced domestically. This unit is characterized by a high efficiency factor (32 percent) and low emissions, Gazprom specialists told OGE. At Russkaya, they plan to install 14 Ladoga booster units with a total capacity of 448 MW. According to Gazprom’s corrected 2014 investment program, the scope of investment for execution of the South Corridor project will total around 168.1 billion rubles ($4.68 billion), which is 1.5 times more than what was allocated in 2013. Last year, Gazprom increased the total cost of the project from 509.6 billion to 738.5 billion rubles.

This year, the monopoly plans to spend a total of 404.1 billion rubles ($11.2 billion) on gas transportation facilities.

Of those, 354.4 billion rubles ($9.9 billion) will be spent on construction of new facilities (last year, these figures totaled 385.5 billion rubles and 340 billion rubles respectively). For the purposes of reconstruction and upgrades of gas pipelines the company will allocate 49.7 billion rubles ($1.4 billion) this year against 45.4 billion rubles in 2013.

После этого уже готовый товарный газ будет поступать на КС «Русская», откуда будет транспортироваться далее в Европу по «Южному потоку». Конечная точка «Южного коридора» и отправная для «Южного потока» – КС «Русская», – согласно проектной документации, должна стать самой мощной станцией не только в России, но и во всем мире. Мощность «Русской» позволит создать такое давление газа (28,45 МПа), которое будет достаточным для того, чтобы перекачать природный газ на расстояние 900 км без дополнительных технических средств (для сравнения: давление газа на выходе на КС «Казачья» будет составлять только 11,8 МПа). В конце прошлого года генеральный подрядчик по строительству станции – компания «Стройгазмонтаж» (субподрядчиком выступила компания «Ленгазспецстрой») – начала установку первого ГПА «Ладога» отечественного производства, который, как заметили в своем комментарии НГЕ специалисты «Газпрома», характеризуется высоким уровнем КПД (32%) и низким уровнем выбросов. Всего таких агрегатов на КС «Русская» будет установлено 14 единиц общей мощностью 448 МВт. Согласно скорректированной инвестиционной программе «Газпрома» на 2014 год, объем инвестиций, которые будут направлены на реализацию проекта «Южный коридор», составит около 168,1 млрд рублей ($4.678 млрд), что в полтора раза больше по сравнению с инвестициями за 2013 год. В прошлом году корпорация увеличила общую стоимость всего проекта по расширению ЕСГ «Южный коридор» с 509,6 млрд до 738,5 млрд рублей. Всего на объекты в сфере транспортировки газа монополия в текущем году собирается потратить 404,1 млрд рублей ($11.2 млрд), из них 354,4 млрд ($9.9 млрд) пойдут на строительство новых объектов (в 2013 году на эти цели было направлено 385,5 млрд и 340 млрд рублей, соответственно). На реконструкцию и модернизацию газопроводов в этом году планируется потратить 49,7 млрд рублей ($1.4 млрд) против 45,4 млрд рублей в 2013 году.

South Stream’s Pipe #1

Труба № 1 для «Южного потока»

On April 15, metal workers at Vyksa Metallurgical Works, owned by OMK, manufactured the first pipe for the first subsea branch of the South Stream gas pipeline.

Gazprom reported that the pipes for the subsea part of the pipeline have unique design. The length of each pipe is 12 meters, diameter is 813 millimeters, wall thickness – 39 millimeters. The steel is the SAWL 450 grade able to withstand ultrahigh working pressure up to 28.45 MPa. Cherepovets-based Severstal (Izhora Metallurgical Works) in northwest Russia and Germany’s EUROPIPE in April started preparations to manufacture this type of pipe as well.

These three companies will supply pipes for the construction of the first branch of the South Stream pipeline (as per contract, EUROPIPE will be delivering 50 percent of pipes, OMK – 35 percent, Severstal – 15 percent). Overall, Gazprom has ordered 75,000 pipes for this stage of PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ the project.

Detailed engineering design and construction of the first stage of the pipeline will be performed by Italy’s Saipem S.p.A., a subsidiary of energy giant Eni, which has been awarded a contract worth approximately 2 billion euros.

The Japanese consortium of Marubeni-Itochu и Sumitomo will manufacture 40 percent of pipes for the second stage of the South Stream pipeline, while OMK and Severstal will contribute the remaining 35 percent and 25 percent respectively.

15 апреля на Выксунском металлургическом заводе (принадлежит «Объединенной металлургической компании», ОМК) была произведена труба № 1 для первой нитки морского участка газопровода «Южный поток». Как сообщает компания «Газпром», трубы для подводной магистрали имеют уникальную конструкцию. Длина каждого образца составляет 12 м, диаметр – 813 мм, толщина стенки – 39 мм, а сталь марки SAWL 450, из которой производятся трубы для «Южного потока», может выдерживать сверхвысокое рабочее давление вплоть до 28,45 МПа.

C апреля к производству таких труб начали готовиться компании «Северсталь» («Ижорский металлургический завод») и EUROPIPE (Германия). Эти три компании будут поставлять трубы для строительства первой нитки газопровода «Южный поток» (согласно контрактам, EUROPIPE получила 50% объемов поставок, «Объединенная металлургическая компания» – 35%, «Северсталь» – 15%). Общий объем заказа газовой корпорации составит более чем 75 тыс. труб для первого этапа укладки магистрали. Разработкой рабочей документации и строительством первой нитки займется «дочка» итальянского концерна Eni – Saipem S.p.A., получившая контракт стоимостью около 2 млрд евро. На производство труб для второй нитки «Южного потока» уже подписаны контракты с японским консорциумом, в состав которого вошли Marubeni-Itochu и Sumitomo (40% от общего объема поставок), а также с ОМК (35%) и «Северсталью» (25%).

Oil&GasEURASIA

DRIVING THE INDUSTRY

FORWARD

September 9 & 10, 2014

Suncor Community Leisure Centre Fort McMurray, Alberta, Canada

Enter Reference Code OGEUR

oilsandstradeshow.com @petroleumshow #OST14

SECURITIES

The Devil’s Not So Black… Не так страшен черт...

PHOTO / ФОТО: PICTURE ALLIANCE

Ivan Shlygin

Т

he sanctions against Russia, imposed by EU and the United States, may dramatically change the landscape of debt securities placement by Russian oil companies and their affiliates in foreign trading markets. How is this move going to affect the plans of industry players? Can Russian market compensate the liquidity shortage, which is quite likely to occur under new circumstances?

It’s particularly interesting to see what kind of solution domestic giants Gazprom and Rosneft will come up with in this situation, having traditionally been the most active in attracting foreign funds via debt securities. Evidently, no matter how tough Western sanctions against Russia may be, it would be almost impossible to instantly shut out Russian oil companies as this would hit the largest global investors, too.

“The events in Ukraine, Crimea’s annexation by Russia and the West’s ensuing sanctions against Moscow have temporarily shut down the Eurobonds flotation window for domestic companies,” UFS IC Risk Management and Analysis deputy director Vadim Vedernikov told OGE. According to him, in the

30

Иван Шлыгин

Э

кономические санкции в отношении России со стороны ЕС и США могут значительно изменить существовавший ранее порядок размещения долговых ценных бумаг отечественных нефтегазовых и родственных им компаний на иностранных торговых площадках. Как это отразится на планах компаний отрасли? Сможет ли российская торговая инфраструктура компенсировать весьма вероятную проблему с ликвидностью в такой ситуации? Особенно интересно, как будет решена проблема такими крупными компаниями, как «Газпром» и «Роснефть», которые традиционно весьма активно привлекали иностранные средства, размещая долговые ценные бумаги. Очевидно, что, какие бы жесткие санкции ни вводили в отношении России, закрыть в одночасье западные торговые площадки для отечественных нефтегазовых компаний не получится, так как это в первую очередь ударило бы непосредственно по всем крупнейшим мировым инвесторам. «Ситуация вокруг событий на Украине, присоединение Крыма к России и последовавшие за этим санкции в Oil&GasEURASIA

№5 Май 2014

past three months the rare placements were mainly made by high-quality issuers representing the banking sector, while in March there were no deals at all. Since the beginning of 2014 there was only one new Eurobond placement when Gazprom on Feb. 19 issued a seven-year Eurobond for 750 million euros with lower margin guidance of 3.6. The issue was organized

by Credit Agricole, JPMorgan and Gazprombank with IFC Metropol acting as co-organizer. According to Vedernikov, syndicated loans actively used by banks could have become a real alternative to Eurobonds in the first quarter of 2014, but Russia’s oil and gas industry mostly ignored this tool except, perhaps, Gazprom Neft, which raised a $2.15 billion syndicated loan in March.

So far the impact of sanctions on the local companies’ plans has been rather limited as no radical steps have been taken yet against Russia in general or specific issuers in the oil and gas sector in particular, while sanctions on individuals and a single bank aren’t critically influencing the economics of oil and gas industry, believes ATON investment company credit analyst Rinat Kirdan. “However, in case of tougher sanctions, which seems unlikely but still theoretically possible, the Eurobond market will be closed for all Russian companies for quite a while,” Kirdan told OGE. Meanwhile, LUKOIL President Vagit Alekperov said in late March that his company didn’t plan to cancel the issue of Eurobonds because of the West's potential sanctions against Russia. Last April, the oil giant placed two $1.5 billion tranches, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЦЕННЫЕ БУМАГИ отношении РФ со стороны ряда западных стран привели к временному закрытию окна для размещений евробондов отечественными компаниями», – рассказал НГЕ заместитель директора департамента аналитики и риск-менеджмента UFS IC Вадим Ведерников. По его словам, за последние три месяца редкие размещения были представлены, в основном, высококачественными эмитентами банковского сектора, тогда как в марте и вовсе не состоялось ни одной рыночной сделки. На этом фоне в нефтегазовом секторе с начала 2014 года появился лишь один новый евробонд – семилетние облигации «Газпрома» на сумму 750 млн евро, размещенные 19 февраля по нижней границе ориентира доходности – 3,6. Организаторами размещения выпуска выступили CreditAgricole, JPMorgan, Газпромбанк, соорганизатором – ИФК «Метрополь». Альтернативой еврооблигациям, по мнению Ведерникова, в первом квартале могли бы стать синдицированные кредиты, которыми также активно пользовались банки, однако этот инструмент, в целом, нефтяники с газовиками также оставили без внимания, за исключением, разве что, привлеченного в марте «Газпром нефтью» клубного кредита на $2,15 млрд. Аналитик по кредитному анализу ИК «АТОН» Ринат Кирдань считает, что пока влияние санкций на планы компаний крайне ограничено, так как каких-то значимых шагов против России в целом и конкретных эмитентов нефтегазового сектора нет, меры против отдельных лиц и одного банка с точки зрения экономики нефтегазовой отрасли некритичны. «Вместе с тем, введение более жестких санкций, что кажется нам маловероятным, но все же теоретически возможным, закроет рынок еврооблигаций для всех российских компаний еще очень надолго», – пояснил аналитик в беседе с корреспондентом НГЕ. Между тем, глава «ЛУКОЙЛа» Вагит Аликперов в конце марта заявлял, что компания пока не отменяет планы по размещению евробондов из-за возможных санкций в отношении России со стороны западных стран. В апреле прошлого года нефтяной гигант разместил два транша облигаций по $1,5 млрд каждый, в том числе пятилетние бумаги под 3,416% годовых и десятилетние – под 4,563% годовых. Доходность по пятилетнему выпуску составила 255 базисных пунктов к среднерыночным свопам, по десятилетнему – 270. Организаторами выпуска стали BNP Paribas и Citigroup. До этого компания выходила на рынок евробондов в ноябре 2010 года, разместив

● According to Vadim

Vedernikov, syndicated loans could have become a real alternative to Eurobonds in the first quarter of 2014, but Russian oil and gas industry players mostly ignored that possibility ● Альтернативой еврооблигациям, по мнению заместителя директора департамента аналитики и риск-менеджмента UFS IC Вадима Ведерникова, в первом квартале этого года могли стать синдицированные кредиты, но этот инструмент участники нефтегазовой отрасли практически проигнорировали

31

SECURITIES

#5 May 2014

including five-year bonds at 3.416 percent два транша 10-летних бумаг общим объемом per annum and 10-year bonds at 4.563 per$1 млрд под 6,125% годовых. cent per annum. Profitability of the five-year Отвечая на вопрос о влиянии санкций, issue reached 255 basis points to mid-marпрозвучавший на встрече с журналистами в ket swaps, increasing to 270 points for the Санк-Петербурге в начале апреля, генераль10-year issue. The issue was organized by ный директор «Газпром нефти» Александр BNP Paribas and Citigroup. Prior to this, the Дюков сказал, что необходимые в этом году company had emerged on the Eurobonds средства компания смогла привлечь в 2013-м. market in November 2010 when it placed Средняя стоимость заимствований «Газпром two 10-year tranches totaling $1 billion, at нефти» сейчас составляет 3,5% годовых, что 6.125 percent per annum. не так много, по словам Дюкова. «Мы считаAsked about the impact of sanctions ем, что вряд ли западные банки откажутся от at a press conference in St. Petersburg in работы с нами, но в любом случае мы проearly April, Gazprom Neft general director топтали дорогу и к азиатским кредиторам, Alexander Dyukov replied that the company поэтому можем получать финансирование had already attracted the funds for this year там; есть и внутренний рынок, где у госуback in 2013. The average cost of Gazprom ● The West is unlikely to impose дарства есть возможность оказать поддержNeft borrowing currently stands at 3.5 per- tougher sanctions on Russia but if it ку; мы помним 2008 год, тогда государство cent APR, which is not much, says Dyukov. does, the Eurobond market will be shut оказало поддержку многим компаниям», – “We believe that Western banks are unlikely for Russian companies for a long time, пояснил топ-менеджер. По словам Дюкова, to refuse to work with us, but in any case we thinks Rinat Kirdan, credit analysis из-за финансовой ситуации может произойhave blazed the trail to Asian lenders, too, so expert at ATON investment company ти некоторое удорожание заимствования. we can get the financing there. There is also ● Введение более жестких «Будет не 3,5%, а 3,8% – переживем, поскольку domestic market, where the government санкций маловероятно, но у нас все проекты имеют внутреннюю доходcan provide support. We remember 2008, теоретически может закрыть рынок ность выше 15%», – уточнил он. when the government had supported many еврооблигаций для российских «Учитывая фактор сохраняющихся опаcompanies,” the top manager explained. компаний надолго, считает аналитик сений инвесторов о развитии событий на According to Dyukov, the financial situation по кредитному анализу ИК «АТОН» Украине и, как следствие, новых санкций could lead to a bit higher cost of borrow- Ринат Кирдань в отношении РФ, открытия окна для разing. “If it raises to 3.8 percent instead of 3.5 мещений евробондов эмитентами сектора percent, we will survive, all our projects have internal rate of стоит ждать не раньше конца майских праздников», – считаreturn above 15 percent,” he added. ет Ведерников. Скопившийся к этому времени отложенный “Taking into account our investors’ lingering concerns спрос, а также необходимость выполнения намеченных плаabout developments in Ukraine and, consequently, possibil- нов по привлечению средств, в начале лета предопределит, как ity of new sanctions against Russia, the window for Eurobond считает аналитик, ряд размещений евробондов российскими issues would open no earlier than the end of May holidays,” нефтяными и газовыми компаниями с инвестиционным уровsays Vedernikov. By early summer, deferred demand that will нем рейтинга. have accumulated by then, as well as the need to implement «Следует отметить, что большая часть потерь российplans to attract funds, will determine the скими евробондами, понесенными после number of Eurobond placements by Russian того, как 1 марта Совет Федерации одобрил oil and gas blue chip companies, he adds. решение о праве президента ввести войска в “Notably, most of the losses incurred Украину, была отыграна, – считает старший

by Russian Eurobonds after the Federation аналитик ИГ «Норд-Капитал» Максим Зайцев.

Council’s March 1 approval of President – Так еврооблигации России в долларах США Vladimir Putin’s request to send troops to с погашением 4 апреля 2042 года после приUkraine [in case of necessity] have been нятия данного решения подешевели с $98,86 recovered. For instance, after this decision до $94,17 за один день, достигли минимума Russian Eurobonds in U.S. dollars with the в $89,48 к 14 марта, а к 1 апреля уже вернуApril 4, 2042 maturity date plunged from ли свои потери, вернувшись к цене $98,85, $98.86 to $94.17 in a single day, reached аналогичная динамика наблюдалась и с a minimum of $89.48 by March 14, and еврооблигациями компаний нефтегазовой rebounded by April 1, returning to $98.85. отрасли». В целом, с начала года рост доходSimilar trend was observed with oil and ности по российским еврооблигациям не gas companies’ Eurobonds,” says Nordвыглядит, по мнению эксперта, чрезмерным Capital senior analyst Maxim Zaitsev. на фоне прошлого года, когда также наблюGenerally, from the beginning of 2014 ● Nord-Capital investment group’s далась коррекция на российском долговом Russian Eurobonds have not grown sig- senior analyst Maxim Zaitsev doesn’t рынке. «Безусловно, рост стоимости заимnificantly compared to last year’s figures, expect Russian companies to reduce ствований может несколько умерить аппетиwhen the situation was exacerbated by the the size of Eurobond issues ты эмитентов по дальнейшим размещениям, correction in Russia’s debt market, says ● Старший аналитик ИГ «Нордоднако существенного снижения объемов the expert. “Sure, higher borrowing costs Капитал» Максим Зайцев не эмиссий евробондов российскими компаниmay somewhat dampen the issuers’ appe- ожидает существенного снижения ями я не ожидаю», – полагает Зайцев. tite for further placements, but I don’t объемов эмиссий евробондов По мнению Кирданя, локальный рынок expect considerable slashes in emission российскими компаниями может решить проблемы рефинансирования

32

Oil&GasEURASIA

#5 May 2014

SECURITIES

of Russian Eurobonds,” долга, но это будет сильно завиbelieves Zaitsev. сеть от политики Центрального According to Kirdan, банка России: спрос на новый local market could solve долг может вырасти, только если the problems of debt ЦБ существенно увеличит предrefinancing, but this will ложение денег для банковской strongly depend on the системы. Это может быть снижеpolicy of Russia’s Central ние базовой ставки до предыдуBank: the demand for new щего уровня, или значительное debt can grow only if the расширение механизма РЕПО, Central Bank scales up the или запуск новых инструментов levels of money supply to вроде кредитования под инвестthe banking system. This проекты, или вовсе давно забыmay be done by reducing тое беззалоговое кредитование. the base rate to the pre«Я не думаю, что без сильvious level or by means ной поддержки со стороны ЦБ of significant expansion банки захотят добровольно увеof REPO framework, or личивать активность на местlaunch of some new tools ном рынке облигаций», – поясlike lending secured by нил аналитик. При этом всегда investment projects, or стоит помнить, что рефинанeven the long-forgotten сирование может быть сделано unsecured loans. несколькими способами: или “I doubt that banks через публичный рынок, или would voluntarily step up activity of the local bond market через банковские кредиты. Основные проблемы с рефинансиwithout securing the Central Bank’s strong support,” says рованием испытывают сейчас слабые заемщики, и банки скоKirdan. It’s always worth remembering that refinancing can рее предпочитают решать вопросы в частном порядке, нежели be done in several ways – either through the public market выход через публичный рынок. Поэтому, в случае серьезных or through bank loans. The main issues with refinancing con- санкций, или дальнейшего замедления экономики, или проcern weak borrowers; banks prefer to должающейся заморозки рынков внешнеresolve issues in private rather than го долга, рефинансирование, по мнению enter the public market. Therefore, представителя ИК «АТОН», будет все больше in case of serious sanctions, further приобретать вид банковского кредитоваeconomy slowdown or the continuния на менее прозрачных условиях с обяing freeze of external debt markets, зательной помощью государства. «К помоrefinancing would increasingly take щи государства в России прибегают всегthe form of bank lending, under less да, когда ситуация требует решительных и transparent conditions with mandaдорогих действий, и финансовый рынок per annum is the average cost of tory government assistance, believes – не исключение», – считает Кирдань.

ATON’s expert. “In Russia, companies Напомним, что у российских нефтеGazprom Neft’s borrowing resort to government assistance whenгазовых компаний в настоящее время уже годовых – средняя стоимость ever the situation requires decisive and зарегистрировано достаточно большое заимствований «Газпром нефти» количество неразмещенных выпусков costly intervention, and the financial market is no exception,” Kirdan said. локальных облигаций: у «Газпрома» – Currently, Russia’s oil and gas 26 выпусков на общую сумму 270 млрд companies have registered a number of unplaced issues of рублей, у «Газпром нефти» – 13 на 95 млрд рублей, у «ЛУКОЙЛа» local bonds: Gazprom – 26 issues totaling 270 billion rubles, – 10 на 100 млрд рублей, у «Роснефти» – 10 на 225 млрд рублей, Gazprom Neft – 13 issues totaling 95 billion rubles, LUKOIL – у «Транснефти» – 5 на 93 млрд рублей, у «Татнефти» – 9 на 45 10 issues / 100 billion rubles, Rosneft – 10 issues / 225 billion млрд рублей, у «Башнефти» – 9 на 60 млрд рублей. При благоrubles, Transneft – five issues / 93 billion rubles, Tatneft – nine приятных рыночных условиях все эти ценные бумаги могут issues / 45 billion rubles, Bashneft – nine issues / 60 billion быть размещены в самое короткое время. rubles. Under favorable market conditions, all of these securiСтарший аналитик ИГ «Норд-Капитал» считает, что стоиties could be placed in the shortest time. мость заимствования в рублях выросла существенно больше. С Nord-Capital’s senior analyst believes that the cost of bor- учетом того, что нефтегазовые компании значительную часть rowing in rubles has significantly grown. Given the fact that oil доходов получают за счет экспортной выручки, то размещение and gas companies receive a significant share of proceeds from евробондов в иностранной валюте не будет для них связано с export revenues, placement of Eurobonds in foreign currency дополнительным валютным риском. В связи с этим, по мнению wouldn’t pose additional currency risks. In this regard, accord- Зайцева, можно ожидать от нефтегазовых корпораций увелиing to Zaitsev, oil and gas firms are likely to increase bonds чения объемов размещения преимущественно на западных issue, mainly on Western trading floors. “However, I wouldn’t площадках. «Однако я бы не стал связывать это с санкциями associate this with G7 sanctions – the Russian economy is G7, российская экономика в любом случае переживает сейчас going through hard times in any case, so we see quite a size- не лучшие времена, поэтому мы видим достаточно ощутимый able growth of yields on ruble bonds,” the expert explained. рост доходностей по рублевым облигациям», – пояснил он.

3.5%

34

Oil&GasEURASIA

LUBRICANTS

Striving for Leadership Gazprom Neft’s subsidiary launches Russia’s biggest engine oil production at the Omsk lubricants plant

Стремление к лидерству На Омском заводе смазочных материалов запущено в эксплуатацию крупнейшее в России производство моторных масел

Elena Zhuk

Елена Жук

n mid-April, a lubricants production facility was put into operation at Gazprom Neft’s Omsk lubricants plant (OZSM). Following the launch of the blending and packaging facility, whose capacity tops those of other Russian companies and can produce up to 300,000 tons of lubricants, including 180,000 tons of packaged products, Gazprom Neft’s subsidiary, Gazpromneft-Lubricants, intends to increase its share in Russia’s lubricants market from the current 14 percent to 18 percent by 2025.

As Anatoly Cherner, Gazprom Neft’s deputy general director, Logistics, Refining & Marketing, noted at the opening ceremony, the Omsk facility today can already produce up to 350 lubricant items. “In six years of Gazpromneft-Lubricants’ existence, the company ramped up lubricants production to 500,000 tons. What makes us proud, though, is not only the significant growth of output, but also the triple growth in production of premium class products that match global standards,” he added.

середине апреля на Омском заводе смазочных материалов (ОЗСМ) «Газпром нефти» был запущен в эксплуатацию комплекс по производству масел. В результате ввода мощностей по смешению, затариванию и фасовке масел, превосходящих аналогичные показатели других российских компаний, и рассчитанных на производство до 300 тыс. т, включая фасовку 180 тыс. т готовой продукции, дочернее предприятие «Газпром нефти» – «Газпромнефть-СМ» – стремится увеличить к 2025 году долю на российском рынке смазочных материалов с нынешних 14 до 18%. Как отметил на церемонии открытия комплекса заместитель генерального директора «Газпром нефти» по логистике, переработке и сбыту Анатолий Чернер, уже сегодня на омской площадке можно выпускать более 350 наименований масел. «За шесть лет существования „Газпромнефть-СМ“ производство масел увеличилось практически до 0,5 млн т. Но мы гордимся не только тем, что значительно нарастили объемы, но и тем, что начали выпускать в три раза больше продукции

I

36

В

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2014

СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ премиального класса, соответствующей мировому уровню», – добавил он.

PHOTO: GAZPROMNEFT- LUBRICANTS / ФОТО: «ГАЗПРОМНЕФТЬ-СМ»

Новые технологии в действии

New Technology in Motion Investments in construction of the Omsk facility, which started more than three years ago, totaled around 3.4 billion rubles ($97.4 million). In May 2012, the first phase of construction was completed: the units for production of packaging were installed, as was packaging equipment, a warehouse for storing raw materials and a modern tank farm were built.

The icing on the cake was the April 14 launch of the second phase of the engine oil blending and packaging complex.

In the blending shop five blending units, a high-precision additives dosage unit and special devices for preparing blending components were installed. A pipeline system enabling separate preparation of lubricants was also built there.

The launch of the Omsk facility marked a first as Gazpromneft-Lubricants unveiled the technology, developed

by UK-based Silverstone and never before used in Russia, which helps reduce twice the time required for the preparation of engine oil.

Since it’s important not to overheat or acidize the mix in the production process, speeding up the operation at a lower than usual temperature allows to manufacture a product with improved performance features. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Инвестиции в создание комплекса, к строительству которого приступили более трех лет назад, составили около 3,4 млрд рублей. В мае 2012 года были введены в эксплуатацию объекты первой очереди, предназначенные для выпуска тары, установлено фасовочное оборудование, построен склад сырья и готовой продукции, а также современный резервуарный парк. «Последним штрихом» в создании нового производства стал торжественный запуск второй очереди комплекса по смешению, затариванию и фасовке моторных масел, состоявшийся 14 апреля. В блендинговом цехе установлено пять аппаратов смешения, аппарат высокоточной дозировки присадок, специальные устройства для подготовки компонентов смешения, а также построена система трубопроводов, обеспечивающая раздельное приготовление масел. Здесь впервые в России внедрили технологию смешения, разработанную британской компанией Silverstone, благодаря которой время приготовления моторного масла сократится в два раза. Поскольку важно не перегревать и не окислять смесь в процессе производства, ускоренное проведение операции при более низкой, чем обычно, температуре позволяет получать продукт с улучшенными эксплуатационными характеристиками. «При смешении со скоростью 1 500 об/мин 30 кг исходного материала „разбивается“ за 10-15 минут. Создается мощный вихревой поток, обеспечивающий полное растворение полимерной присадки и позволяющий уменьшить окисление продукта. Можно быстро переходить с одного продукта на другой, тем самым достигается экономия электроэнергии, обеспечивается снижение себестоимости и конкурентное преимущество на рынке», – рассказали на производстве. Автоматизированная система управления позволяет выбирать оптимальную рецептуру продукта из числа 70, заложенных в компьютерную базу. Это количество рецептур – не предел, предприятие готово увеличить их число до 150. В условиях широкой продуктовой линейки быстрый переход от одного продукта к другому в подаче исходных компонентов достигается посредством автоматизированного манифольда, в котором сходится система самозачистных трубопроводов. За счет использования новых технологий, ранее применявшихся только на заводе «Газпром нефти» в Бари, среднее время приготовления одной партии продукта сократилось до четырех часов. В этом году была полностью автоматизирована линия фасовки продукции. Канистры объемом 1, 4 и 5 л выдуваются на месте машинами Bekum, более крупные объемы фасуются в закупаемую у третьих лиц тару. За три года мощности по фасовке увеличились двукратно, в том числе за счет интегрирования дополнительной линии налива, на которой расфасованная продукция автоматизировано оборачивается в пленку. В результате на склад, где находится 9,8 тыс. т готовой к отгрузке продукции, поступает готовая отгрузочная единица – паллета.

Ставка на премиальный сегмент Для производства моторного топлива на предприятии хранится 1 тыс. т базовых масел, 2,5 тыс. т присадок в наливе и 800 тыс. т присадок в бочках. Присадки можно смешивать в автоматическом и полуавтоматическом режиме; последний предусмотрен для приготовления небольших партий премиальной продукции. В производстве масел используются,

37

#5 May 2014

LUBRICANTS “Blending at 1,500 rotations per minute, 30 kilograms of material is ‘broken down’ in 10 to 15 minutes. This creates a powerful turbulent flow, which fully dissolves a polymer additive and reduces the product’s acidization. Thus, we can quickly switch from one product to another, helping reduce electricity consumption and lower the cost of production, as well as provide competitive edge in the market,” Omsk plant specialists told reporters.

The automated control system allows selection of the optimum product formula from around 70 formulas entered in a computer database. These many formulas aren’t the limit, their number should grow further to 150. On the backdrop of Gazpromneft-Lubricants’ broad product range, a quick switch from one product to another while feeding basic components is achieved by an automated manifold that integrates the system of self-stripping pipelines. Thanks to the new technology, which had earlier been used only at Gazprom Neft’s lubricants plant in Bari, Italy, the average time for preparation of a single product batch has been reduced to four hours.

This year, the product packaging line has been completely automated. The 1-, 4- and 5-liter cans are blown on the spot by Bekum machines, larger volumes are filled into packaging provided by third parties. In three years, packaging capacity has doubled, partly owing to the integration of an additional filling line, on which packaged goods are automatically wrapped. Ultimately, a ready-for-shipment pallet is delivered to the warehouse storing 9.8 thousand tons of finished products.

Placing Bets on Premium Segment For the purpose of production of engine oil the plant stores 1,000 tons of base oil, 2,500 tons of bulk additives and 800,000 tons of additives in cans. Additives can be blended automatically and semi-automatically, the latter mode being used to prepare smaller batches of premium lubricants. The additives produced by global leaders such as Lubrizol, Afton Chemical and Infineum are used in production at the Omsk facility. Currently, Group I base oil (mineral) is produced here, while Group II (semisynthetic) and Group III (synthetic) base oils are delivered by foreign suppliers from the United States and producers in Europe and Asia. In the next stage of the plant’s devel-

PHOTO: ELENA ZHUK / ФОТО: ЕЛЕНА ЖУК

● Gazpromneft-Lubricants first deputy general director Vladimir

Osmushnikov shows basic components feeding process performed in engine oil production ● Первый заместитель гендиректора «Газпромнефть-СМ» Владимир Осьмушников показывает, как происходит подача исходных компонентов для производства моторных масел в основном, присадки ведущих мировых производителей – Lubrizol, Afton Chemical и Infineum. Базовые масла I группы (на минеральной основе) сегодня производятся на самом предприятии, а II (полусинтетические) и III группы (синтетические) пока закупаются у иностранных производителей из США и стран Евразии. На следующем этапе развития предприятия планируется создать собственное производство базовых масел II и III групп, которые ранее в России не производились. Начало выпуска этих базовых масел высокой очистки запланировано на 2018 год. «Газпромнефть-СМ» располагает пятью производственными площадками. Производство базовых масел налажено на ярославском заводе «Славнефть-ЯНОС», а мощности по смешению и фасовке, помимо ОЗСМ, установлены на Московском заводе смазочных материалов (МЗСМ) во Фрязино и в двух зарубежных предприятиях – NIS Petrol Lubricants в Нови-

SOURCE: GAZPROM NEFT SM / ИСТОЧНИК: «ГАЗПРОМНЕФТЬ-СМ»

38

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2014

СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

PHOTO: GAZPROMNEFT- LUBRICANTS / ФОТО: «ГАЗПРОМНЕФТЬ-СМ»

● Engine oil blending process is fully automated at OZSM ● Смешение моторных масел на ОЗСМ полностью

автоматизировано

opment Gazpromneft-Lubricants plans to launch its own production of Group II and III base oils, which haven’t been produced in Russia yet. According to schedule, the plant should launch production of these new types of highlyrefined lubricants in 2018.

Gazpromneft-Lubricants has five production plants. It produces base oil at the Yaroslavl-based Slavneft YaNOS plant, while blending and packaging capacities are installed at OZSM in Omsk, the Moscow Lubricants Plant (MZSM) in Fryazino and at Gazprom Neft’s two foreign lubricants plants, NIS Petrol Lubricants in Novi Sad, Serbia, and Gazprom Lubricants Italia in Bari. According to Gazpromneft-Lubricants general director Alexander Trukhan, the company intends to launch production of highly-refined base oils at its other plants, too.

In Yaroslavl, production of 100,000 tons per year of Group III base oils is scheduled to start in 2016, while output of 180,000 tons annually of Group II and II+ base oils by Serbia’s NIS should commence in 2017. By 2025, Gazpromneft-Lubricants plants to increase the total volume of produced lubricants to 633,000 tons.

The growth in output of synthetic and semi-synthetic base oils used in production of engine oil is a global trend. To follow that trend, by 2025 Gazpromneft-Lubricants intends to increase the share of synthetic products up to 30 percent.

However, it will not abandon production of the simplest mineral base oils, since these products still generate demand in agriculture, metallurgy, railway shipping, and allow the company to remain competitive in these sectors thanks to the low price of the product. Meanwhile, lubricants formulas change in accordance with requirements in relevant rules, as do change domestically produced additives that are part of these oils.

Who’s Best? Compare and Choose!

Today, Gazpromneft-Lubricants produces oil for gasoline and diesel engines of passenger cars and trucks, gear and hydraulic oil, industrial oil, specialty products and coolants under Gazprom Neft and G-Energy brands, as well as marine oil under the Texaco brand. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

39

#5 May 2014

LUBRICANTS The company targets steady growth encompassing all segments and has been able to claim leadership in certain sectors.

“Three years ago, we placed a big bet on the industrial sector – at the time we were lagging behind and today we are the leaders in the segment of hydraulic oil for equipment with high cycle frequency,” Gazpromneft-Lubricants first deputy general director Vladimir Osmushnikov told reporters. “Our highly purified hydraulic oil has been the choice of a large number of metallurgical, road construction and civil construction companies. For instance, we delivered a number of shipments to winter roads, where equipment works under very harsh conditions, with temperature often dropping to -50 С.”

TP-22s turbine oil produced by the Omsk Lubricants Plant is used today in compressors in the entire gas transportation grid in Russia and the CIS. “This is no monopoly, we have been winning Gazprom’s tenders for several years now, edging our competitors. The quality of our products today is on par with global leaders, but we have lower production costs and are able to offer competitive prices to partners, distributors and end consumers,” Osmushnikov said.

According to him, Gazpromneft-Lubricants is able to reduce the price of oil by 15 percent to 20 percent relative to the same products by leading global brands. The company has acquired permissions by vehicle and equipment manufacturers, and the quality of its products has been confirmed by comparing performance results of its own lubricants and BP,

SOURCE: GAZPROMNEFT-LUBRICANTS / ИСТОЧНИК: «ГАЗПРОМНЕФТЬ-СМ»

ExxonMobil and Shell products.

In the future, Gazpromneft-Lubricants intends to grab 1-2 percent of Russia’s lubricants market each year from LUKOIL and Western producers. Implementation of this expansion strategy hinges on several corporate programs that have already been launched. One of those, for example, is named Oil Test Serving, and evolves around comparison of performance of oil by different producers in different types of engines/equipment and submitting the results to consumers. According to Osmushnikov, comparable performance properties and the Russian producers’ prices that are 10 to 15 percent lower make industrial consumers change their preferences and choose domestic producers.

Last year, sales of Gazpromneft-Lubricants’ premium lubricant products rose by 7 percent over 2012, reaching almost half a million tons. One of the reasons why this shift occurred was the launch of the Gazprom Neft brand in the consumer market, as well as the full-scale offers to such companies as Mercedes Benz Trucks Vostok, Avtotor, LIFAN, Chery, KAMAZ, Rostselmash, full-scale offers to vehicle maintenance stations, the win in premium product tenders held by SUEK, SDS Ugol, Severstal, Magnitogorsk Metallurgical Works, Chelyabinsk Metallurgical Works, OEMK.

40

Саде (Сербия) и Gazprom Lubricants Italia в Бари (Италия). Как рассказал журналистам генеральный директор ООО «Газпромнефть-СМ» Александр Трухан, создание производства базовых масел высокой очистки запланировано и на других заводах компании. В Ярославле начало производства масел III группы в объеме 100 тыс. т намечено на 2016 год, на площадке NIS в Сербии производство масел группы II и II+ в объеме 180 тыс. т должно начаться в 2017 году. Планируется, что общий объем масел, производимых на «Газпром нефтьСМ», к 2025 году возрастет до 633 тыс. т. Рост объемов синтетической и полусинтетической основы, используемой в производстве моторных масел – это мировой тренд. Чтобы идти в ногу со временем, компания намерена к 2025 году увеличить долю синтетических продуктов до 30%. Но от простейших базовых масел на минеральной основе на ОЗСМ отказываться пока не намерены, поскольку продукция на их основе востребована в сельском хозяйстве, металлургии, в железнодорожных перевозках и позволяет поддерживать конкурентоспособность этих областей за счет ее невысокой цены. Тем не менее, рецептура меняется в соответствии с требованиями нормативных документов, модифицируются и присадки российского производства, входящие в состав этих масел.

Кто лучше? Сравни и выбери! Сегодня «Газпромнефть-СМ» выпускает масла для бензиновых и дизельных двигателей легковых и грузовых автомобилей, трансмиссионные и гидравлические масла, индустриальные масла, сервисные продукты и охлаждающие жидкости под брендами «Газпромнефть» и G-Energy, а также судовые масла под брендом Texaco. Компания ориентирована на равномерное развитие с охватом всех сегментов, по некоторым направлениям удается добиться ведущих позиций. «Три года назад была сделана серьезная ставка на индустриальный сегмент – мы догоняли, а сегодня мы лидеры в сегменте гидравлических масел для оборудования с высоким классом частоты, – рассказал первый заместитель генерального директора «ГазпромнефтьСМ» Владимир Осьмушников. – На наши высокоочищенные гидравлические масла перешло большое количество металлургических, дорожных, строительных предприятий. К примеру, был проведен ряд поставок на зимники, где техника работает в очень жестких условиях, при температурах до -50 °С». Турбинное масло ТП-22с производства Омского завода смазочных материалов сегодня используется в компрессорах всей газотранспортной сети России и СНГ. «Это не монополия, на протяжении нескольких лет мы побеждаем в тендерах “Газпрома” на конкурентной основе. Наши масла уже сегодня по уровню качества не уступают продукции мировых лидеров, но мы имеем хорошие показатели по себестоимости, и можем предложить справедливую конкурентную цену для наших партнеров, дистрибьютеров, конечных клиентов», – говорит Осьмушников. По его словам, «Газпромнефть-СМ» сегодня может обеспечить снижение цены на 15-20% относительно цен на аналогичную продукцию ведущих мировых брендов. При этом компания получила все необходимые допуски производителей техники, а качество ее продукции подтверждено результатами Oil&GasEURASIA

№5 Май 2014

PHOTO: GAZPROMNEFT- LUBRICANTS / ФОТО: «ГАЗПРОМНЕФТЬ-СМ»

● 9,800 tons of finished products are ready for shipment from the Omsk plant's warehouse ● На складе ОЗСМ хранится 9,8 тыс. т готовой продукции

Scientific Approach R&D support is provided by a group of research laboratories that had been set up at OZSM, Slavneft-YaNOS and MZSM. It also includes the R&D Center for Development and Promotion of Lubricants in Moscow. With the help of industry and scientific institutes such as VNII NP, SvNIINP, Gazprom

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ сравнительных исследований с продукцией BP, Exxon Mobil и Shell. В перспективе «Газпромнефть-СМ» рассчитывает отвоевывать у «ЛУКОЙЛа» и западных производителей по 1-2% рынка в год. На реализацию такой стратегии по экспансии на рынке в компании запущен ряд программ. К примеру, в рамках одной из них, Oil Test Serving, проводится сравнение работы масел ряда производителей в различных механизмах с предоставлением результатов потребителю. По словам Осьмушникова, при сопоставимых характеристиках и разнице в цене в 10-15% в пользу российских компаний, промышленные потребители меняют свои предпочтения в пользу отечественного производителя. В прошлом году продажи премиальной продукции возросли на 7% по отношению к 2012 году, достигнувпочти полмиллиона тонн. Это произошло, в том числе, за счет вывода бренда «Газпром нефть» на потребительский рынок, комплексных предложений таким производителям как Mercedes Benz Trucks Vostok, Автотор, LIFAN, Chery, КАМАЗ, «Ростсельмаш», комплексных предложений для станций технического обслуживания автомобилей, победы на конкурсах на поставку премиальной продукции СУЭК, СДС Уголь, «Северсталь», ММК, ЧМК, ОЭМК.

Научный подход Научную основу производства обеспечивает структура, состоящая из научно-исследовательских лабораторий, созданных на трех предприятиях компании – ОЗСМ, «СлавнефтьЯНОС» и МЗСМ. В ее состав также входит Центр научноисследовательских разработок и продвижения продукции центра в Москве. При поддержке отраслевой науки, «ВНИИ

41

#5 May 2014

LUBRICANTS VNIIGAZ, NAMI-KHIM and global leaders in production of additives, 40 to 70 new products are developed annually.

As of today, the company has obtained around 100 approvals from international and global car manufacturers. “This year, we’re conducting large-scale programs with Mercedes, Volkswagen, Audi, Seat, Skoda and Lamborghini.

The key objective today is to boost our presence in Asia and, accordingly, build ties with Chinese car makers such as LIFAN and Chery. But we’re also not forgetting about Russian manufacturers – KAMAZ and GAZ,” said Osmushnikov.

Around a year ago we changed the ideology of our work with customers, Trukhan said. “We have already acquired everything that could have been acquired in the technology market and switched to next phase, which is development of our own technology. Our work with customers allows us to invest in technology, which is owned solely by us, and over a certain period of time only we are entitled to its exclusive use,” he explained.

“While earlier we used to buy equipment so we could equip our laboratories for certification purposes, today we’re buying pilot units,” stressed Osmushnikov. As he told OGE, pilot units for plastic lubes production will soon be delivered to an OZSM lab. The company plans to double plastic lubes production capacity from 6,000 tons to 12,000 tons after rebuilding production shops in the first quarter of 2015. Following reconstruction, Gazpromneft-Lubricants will be producing twice as many plastic lubes, expanding the product range from the current 10-12 items to 25-30. And these are not the lubes that had been produced in Soviet times, but the highly technological products that are able to perform under rising temperatures and pressure, as well as under big loads.

OZSM today is already a leader in lubricants production in Russia, and its products are delivered to 29 countries across the globe, the biggest volumes being shipped to Ukraine, Belarus and Kazakhstan. Their production is also under way at NIS, Serbia, while another upgrade in lubricants production is planned at MZSM.

НП», «СвНИИНП», «Газпром ВНИИГАЗ», «НАМИ-ХИМ» и компаний-мировых лидеров в области разработки присадок, разрабатывается до 40-70 наименований продукции в год. На сегодня компания получила около 100 одобрений международных и глобальных производителей техники. «В этом году у нас ведутся большие программы с компаниями Mercedes, Volkswagen, Audi, Seat, Skoda, Lamborghini. Ключевым направлением сегодня является развитие в сторону Азии и, соответственно, это сотрудничество с китайскими производителями LIFAN, Chery. Не забываем и российских производителей – КАМАЗ, ГАЗ», – отметил Осьмушников. Около года назад в компании поменяли идеологию работы с технологиями, рассказал Трухан. «Все, что можно приобрести на рынке технологий, мы уже приобрели и перешли к следующей фазе – разработке собственных технологий. Работа с производителями позволяет инвестировать в технологии, которые принадлежат только нам, и в течение определенного периода мы будем эксклюзивно ими пользоваться», – отметил он. «Если раньше мы покупали оборудование для того, чтобы оснастить наши лаборатории с точки зрения паспортизации, то сегодня уже приобретаем пилотные установки», – отметил Осьмушников. Как он рассказал НГЕ, в ближайшее время на лабораторию ОЗСМ завезут пилотные установки по производству пластичных смазок. У компании есть планы по двукратному увеличению мощностей по их производству, с 6 тыс. до 12 тыс. т в год после проведения в первом квартале следующего года реконструкции производства, и расширению ассортимента в два раза – с 10-12 до 25-30 наименований. Речь идет не о смазках, выпускавшихся еще в советское время, а о высокотехнологичной продукции, способной работать в условиях повышенных температур и давлений, а также при большой нагрузке. Уже сегодня ОЗСМ является лидером по производству смазочных материалов в России, которые поставляются в 29 стран мира, при этом наибольшие объемы отгружаются в Украину, Белоруссию и Казахстан. Их производство также налажено на заводе NIS в Сербии, модернизация производства смазочных материаловпланируется на МЗСМ. ● Geographical reach of Gazpromneft-Lubricants' international busi-

ness development ● География развития бизнеса масел «Газпромнефть-СМ» за

рубежом

SOURCE: GAZPROMNEFT- LUBRICANTS / ИСТОЧНИК: «ГАЗПРОМНЕФТЬ-СМ»

42

Oil&GasEURASIA

A New Dawn is upon Israel.

UOG 2014 Join us at the 1st International Oil & Gas Conference and Exhibition in Israel Learn about the exciting offshore, onshore and unconventional exploration opportunities. Make sure you attend one of the most important and groundbreaking international oil and gas events in the region.

18-20 November 2014

David Dead Sea Resort Hotel, Dead Sea, Israel.

For sponsorship, exhibition & delegate enquiries: info@universaloilgas.com | +44 (0)20 7332 6983 www.universaloilgas.com

Supported by

Exclusive Marketing Partner Russia & Eastern Europe

National energy & water program

+7 (499) 678 2553, +7 (495) 518 4441 UOG@oilandgaseurasia.com

WELL DESIGN

Optimizing Choice of Horizontal Well Borehole Profile Design

Методика оптимизации выбора проектного профиля ствола горизонтальных нефтегазовых скважин Pavel Korchagin, Alexander A. Okhotnikov, Alexander B. Okhotnikov

oday, one of important goals for oil and gas companies operating in competitive envirionment is to reduce costs of well drilling. One of the most perspective ways to accomplish that goal is to optimize well borehole profiles.

ERIELL Group specialists completed a series of operations that aimed to study the properties of horizontal well borehole profiles in order to develop the kind of methodology of borehole profile design that would ensure minimal costs of well construction.

T

условиях конкурентного рынка важным направлением в деятельности нефтесервисных компаний является сокращение затрат на бурение скважин. Одним из перспективных способов сокращения затрат на бурение скважин является оптимизация профилей стволов скважин. Специалистами Группы ERIELL был выполнен ряд работ, касающихся исследования свойств профилей стволов горизонтальных скважин, целью которых была разработка такой методики проектирования профилей скважин, которая обеспечивала бы минимальную стоимость их строительства.

Ultimately, the work on solving this problem was split into several stages:

Были выделены следующие этапы решения поставленной задачи:

● Development of a method of profile calculation, with the minimum borehole length; ● Study of impact of intensity of deviation at sections where angle buildup (slidedown) occurs along the length of the borehole;

● Разработка способа расчета профиля, с минимальной длиной ствола скважины; ● Исследование влияния интенсивностей искривления на участках набора угла на длину ствола скважины; ● Исследование влияния угла входа в пласт на длину ствола скважины; ● Определение оптимального сочетания интенсивностей искривления на участках набора угла; ● Определение оптимального угла входа в пласт.

300

250

200

150

100

44

Павел Корчагин, Александр А. Охотников, Александр Б. Охотников

В

Ниже приведены результаты решения поставленной задачи: ● Fig. 1 ● Рис. 1

На примере Самбургского месторождения проведены исследования влияния изменения величины интенсивности искривления на участках набора угла на изменение глубины обсадных колонн и глубину всей скважины. В качестве исходных данных для проведения исследования были использованы множество профилей ствола горизонтальной скважины (180 вариантов профиля). В качестве независимых (контролируемых) переменных, при расчете множества профилей, использовались отход от устья, интенсивности искривления на первом и втором участках набора зенитного угла, интенсивность искривления набора угла при входе в пласт. При формировании множества профилей, на значения независимых переменных накладывались ограничения – максимальное значение интенсивности искривления на участках набора Oil&GasEURASIA

#5 May 2014

WELL DESIGN ● Study of influence of angle of entry into the reservoir along the length of the borehole; ● Identification of optimum combination of deviation intensities at sections of angle buildup (slidedown); ● Identification of the optimum angle of entry into the reservoir.

Below you can see the results we achieved while solving this task: At the Samburgskoye field we conducted tests to identify the impact of deviation intensity change at sections of angle buildup (slidedown) related to the change of the casing string depth and the depth of the entire well. Numerous horizontal well borehole profiles (180 different versions) were used as benchmark data. While calculating numerous profiles, well deviation and deviation intensities at first and second section of angle buildup (slidedown) and deviation intensity of angle buildup at the point of entry into the reservoir were used as independent (controlled) variables.

When creating numerous profiles, certain limitations are placed on independent variables – the maximum value of deviation intensity at angle buildup (slidedown) sections shouldn’t exceed 2.5 degrees per 10 meters, the while the minimum value shouldn’t top 0.35 degrees per 10 meters and the angle of entry into the reservoir should range between 71.38 and 83.44 degrees.

The study resulted in identifying a number of patterns and functional dependencies that characterize the impact of afore-mentioned independent variables in terms of change of depth of casing string and the measured depth of the well.

Fig. 1 demonstrates the difference between values of measured depth of the well and types of profile, showing maximum and minimum measured depths and corresponding and the profiles with different deviation from the borehole depending on deviation intensity at different angle buildup (slidedown) sections. The value of these differences demonstrates how much the measured depth of a horizontal well could be reduced by an optimum choice of deviation intensity at angle buildup (slidedown) sections.

Fig. 2 demonstrates the difference between values of measured depth of the well and types of profile, showing maximum and minimum measured depths and corresponding and the profiles with different deviation from the borehole depending on the angle of entry into the reservoir.

The value of these differences demonstrates how much the measured depth of a horizontal well could be reduced by an optimum choice of deviation intensity at the section of entry into the reservoir.

On the basis of these surveys the methodology for optimization of horizontal well borehole profiles has been developed for the first time in Russia. Proposed methodology includes a mathematical model for calculating optimized horizontal well borehole profile and the calculation on the basis of benchmark data, an array of profiles, within prescribed limitations. Choice of the optimum profile is done based on many factors, which can be divided into economic, time-related and technological. Выбор осущест-вляется посредством оригинальной программной системы. According to performance results achieved using this method it is possible to reduce the cost of horizontal wells drilling by 1 to 3 percent through the sole application of engineering solutions (without spending any funds).

46

300

● Fig. 2 ● Рис. 2

250

200

150

100

угла не должно было превышать 2,5 град/10м, минимальное не меньше 0,35 град/10м, угол входа в пласт от 71,38 град до 83,44 град. Результатом исследования, стал ряд выявленных закономерностей и функциональных зависимостей, характеризующих влияние вышеперечисленных независимых переменных на изменение глубин обсадных колонн и глубину всей скважины по стволу. На рис. 1 представлен график, на котором показаны разности между значениями глубины скважины по стволу, варианта профиля, с максимальным значением глубины скважины по стволу и варианта профиля с минимальным значением глубины скважины по стволу для наборов профилей с разным отходом от устья, в зависимости от сочетания интенсивностей искривления на участках набора угла. Значения этих разностей демонстрируют на сколько можно сократить глубину горизонтальной скважины по стволу путем подбора оптимального сочетания интенсивностей искривления на участках набора угла. На рис. 2 представлен график, на котором показаны разности между значениями глубины скважины по стволу, варианта профиля с максимальным значением глубины скважины по стволу и варианта профиля с минимальным значением глубины скважины по стволу для наборов профилей с разным отходом от устья, в зависимости от угла входа в пласт. Значения этих разностей демонстрируют на сколько можно сократить глубину горизонтальной скважины по стволу путем подбора оптимальной интенсивности искривления на участке входа в пласт. На основе указанных исследований впервые в России разработана методика оптимизации профилей стволов горизонтальных скважин. Предложенная методика включает математическую модель для расчета оптимизированного профиля ствола горизонтальной скважины и расчет на основе исходных данных, набора профилей, в пределах заданных ограничений. Выбор оптимального профиля осуществляется на основе множества факторов, которые можно разделить на экономические, временные, технологические. Выбор осуществляется посредством оригинальной программной системы. По оценкам результатов применения разработанной методики, применяя только инженерные решения (без всяких затрат средств) возможно сократить стоимость бурения горизонтальных скважин до 1-3%.

Oil&GasEURASIA

TheOcontoGroup Market Entry Solutions for Russia

• Market Entry Consulting for Oilfield Service & Supply

• Market Research HOW ARE YOU REACHING RUSSIA?

• Product & Brand Positioning

• Partner Search • Due Diligence • Representatives in Russia for Houstonbased RussLink Energy Corporation which designs, packages and sells equipment to the oil and gas industry as part of its solutionsbased consultancy

A DYNAMIC MARKET THAT DEMANDS THE LATEST TECHNOLOGY

WE CAN PUT YOU IN THE PICTURE

Put Our 20 Years Experience in Russia to Work for You! www.ocontogroup.com An Moscow Tel: +7 495 518 4441

Company Houston Tel: +1 832 369 7516

TECHNICAL TRAINING TOURS

Training in the Обучение в США USA for Russian для российских Oilfield Specialists! нефтяников! il&Gas Eurasia, together with its sister company, The Oconto Group, offers customized training programs and business meetings to facilitate dialogue and build business relations between Russian and U.S. companies.

O

«Н

We specialize in the oilfield equipment and services sector, refining and power generation.

Наша специализация – нефтепромысловое оборудование и сервис, переработка и энергетика.

What We’ve Done and Can Do for You!

Что мы сделали и можем сделать для вас!

One- to Two-Week Field Excursions

Одно- и двухнедельние поездки на промыслы

OGE recently lead petroleum engineers from Russia’s third-largest oil producer, Surgutneftegaz, on a two-week tour across Texas, visiting equipment manufacturing plants, shale fields, and meeting field operators and service companies.

Для инженеров-нефтяников третьей по уровню добычи российской нефтекомпании «Сургутнефтегаз» НГЕ организовал двухнедельный тур по Техасу с посещением заводов, выпускающих промысловое оборудование, и сланцевых месторождений, а также устроил встречи с представителями операторов и сервисных компаний.

Their U.S. hosts included Nalco, GE Lufkin, Baker Hughes and Schlumberger. Sites visited included Midland-Odessa in the Permian Basin, the Eagleford Shale fields, and various offices and machine shops in Houston.

ефть и газ Евразия», совместно с компанией-партнером, The Oconto Group, предлагает обучающие программы и встречи для установления диалога и налаживания деловых отношений между российскими и американскими компаниями.

В качестве компаний-хозяев выступили Nalco, GE Lufkin, Baker Hughes и Schlumberger. В рамках тура российские гости смогли посетить Мидленд-Одессу в Пермском бассейне, сланцевые месторождения Игл Форд, а также многочисленные офисы и заводские цеха в Хьюстоне. В этом году мы также работаем над организацией подобных встреч, расширяя географию предложений в Оклахоме, Северной Дакоте и Калифорнии.

48

Oil&GasEURASIA

ОБУЧАЮЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТУРЫ This year, we are are again organizing similar field visits, as well as expanding our offerings into Oklahoma, North Dakota and California.

Custom Tailored Business Meetings OGE has experience in setting up two to three days of business meetings for executives from Russia’s power generation sector. Meetings have included site visits to power generation facilities, visits to Capitol Hill and meetings with energy regulators in Washington D.C. and New York State.

Trade Missions to Russia From it’s Moscow base, OGE can assist U.S. oilfield supply and equipment manufacturers interested in exporting to the Russian market, or in meeting the right distributor or manufacturer’s representative, or starting a dialogue with a potential JV partner. We can organize a group or set up one-on-one meetings – your choice.

Tyumen, by the way, is one of our specialities. If you’ve never seen the crossroads city of West Siberia, maybe now is the time?

Want to know more?

Email: p.szymczak@eurasiapress.com.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Деловые встречи с учетом пожеланий заказчика НГЕ обладает опытом организации двух- и трехдневных деловых встреч для руководителей российского энергетического сектора. Мероприятия включали посещение объектов генерации, визит в Конгресс США и встречи в Вашингтоне и штате Нью-Йорк с представителями госструктур, контролирующих энергетический сектор. Налаживание торговых связей в России Через свое московское представительство НГЕ готов помочь производителям и поставщикам оборудования, заинтересованным в экспорте на российский рынок, в организации встреч с дистрибьютерами и представителями производителя или в том, чтобы начать диалог с потенциальным партнером по СП. Мы можем организовать групповые или индивидуальные встречи по вашему выбору. Одной из наших визитных карточек является Тюмень. Если вы никогда не были в этом городе, крупном региональном центре Западной Сибири, возможно, пора его посетить?

Хотите узнать больше? Пишите по адресу: p.szymczak@eurasiapress.com

49

DRILL PIPES

ADVERTORIAL SECTION

Using Aluminum-Alloy Tubular Products in the Oil and Gas Industry Применение трубных изделий из алюминиевых сплавов в нефтегазодобывающей отрасли Vladimir Basovich, candidate* of Engineering Sciences Ilya Buyanovsky, candidate* of Engineering Sciences, Akvatik-Burilnye Truby Vitaly Sapunzhi, Burilnye Truby

Владимир Басович, к.т.н., Илья Буяновский, к.т.н. (ООО «Акватик-Бурильные трубы») Виталий Сапунжи (ООО «Бурильные трубы»)

*A Russian academic title. In the United States the Doctor of Sciences and Candidate of Sciences degrees in mathematics, physics, chemistry, biology, and other sciences may be recognized by some universities as an equivalent to Ph.D.

A

luminum alloys have relatively low specific weight, high strength-to-weight ratio and good corrosion resistance in a number of aggressive environments and are also easy to manufacture into tubular goods the combination of which has led to their wide use in the oil and gas industry. Starting from the late 1950s, extensive R&D was conducted in Russia, culminating in commercial production and the wide introduction of light-weight high-strength aluminum alloy drill pipes (DP) in the country’s industry. Specialized workshops for manufacturing these pipes were established at the Samara and Kamensk-Uralsk metallurgical plants (SMZ and KUMZ) and are now equipped with specially-designed machinery for manufacturing pipes with variable cross-sections along their length.

By the beginning of the 1980s, the high technical and economic efficiency gained by using these products in drilling oil and gas wells, and the development of optimal technologies for their use in light of specific geological factors in drilling and continuous work with drilling companies, total production of light-weight drill pipes increased to 20,00022,500 tons a year (over 1.5 million meters).

In the 1980s, 70-75 percent of total drilling volume in the former USSR was drilled with light-weight drill pipes. Significant engineering and technological advantages of light-weight drill pipes in remote regions like West Siberia and the Far North allowed significant intensification of production on virtually all large fields in these regions by making wide use of cluster directional drilling and mobile drilling rigs with load capacities of 80-125 tons. Using light-weight drill pipes in drilling strings led to more intense E&P in new oil and gas fields.

The use of light-weight drill pipes provided a significant advantage to the Soviet Union in drilling ultra-deep wells including the famed Kolskaya ultra-deep well (SG-3) which set an absolute world record of depth of 12,262 meters.

Along with this, late in the 1990s, a sharp decrease in the use of aluminum swept the Russian oil and gas industry. In 2001, the production of light-weight drill pipes in Russia was about 4,200 tons (330,000 meters of pipes), almost five times less than in the 1980s. This decline was caused by a number of objective and subjective factors – primarily a significant reduction in the amount of turbine drilling due to an increase in rotary or combined drilling methods (using downhole motors with simultaneous rotation of the drill string). These methods proved more efficient compared to turbine drilling, which was related to designing and wide implementation in drilling practice of a bearingless

50

С

пецифические физико-механические характеристики алюминиевых сплавов, в том числе сравнительно небольшой удельный вес, высокая удельная прочность в сочетании с хорошей коррозионной стойкостью в ряде агрессивных сред, технологичность процессов изготовления трубных изделий, обеспечили их широкое применение в нефтегазодобывающей промышленности. В России, начиная с конца 1950-х годов, выполнен обширный комплекс научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, который привел к организации серийного производства и широкому внедрению в отечественной промышленности легкосплавных бурильных труб (ЛБТ) из высокопрочных алюминиевых сплавов. Были созданы специальные цеха по их производству на Самарском и Каменск-Уральском металлургических заводах (СМЗ и КУМЗ). Эти цеха оснащены специально спроектированным оборудованием, позволяющим осуществлять выпуск трубных изделий с переменным по длине трубы поперечным сечением. Высокая технико-экономическая эффективность применения этих изделий при бурении нефтяных и газовых скважин (поисковых, разведочных, эксплуатационных) всех категорий глубин, разработка оптимальных технологий их применения, учитывающих специфику горно-геологических условий бурения скважин, а также постоянная работа с потребителями – буровыми предприятиями, позволили к началу 1980-х годов довести суммарный выпуск ЛБТ до 20 000-22 500 т в год (более 1,5 млн м). С применением ЛБТ в 1980-х годах выполнялось 70-75% всего годового объема бурения в бывшем СССР. Существенные технико-технологические преимущества применения ЛБТ в труднодоступных регионах, таких как Западная Сибирь и районы Крайнего Севера, позволили значительно интенсифицировать ввод в эксплуатацию практически всех крупных месторождений этих регионов за счет широкого внедрения кустового наклонно-направленного бурения с использованием передвижных буровых установок грузоподъемностью 80-125 т. Благодаря применению ЛБТ в составе бурильной колонны (БК) были интенсифицированы процессы поиска и разведки новых месторождений нефти и газа. Применение ЛБТ обеспечило СССР существенный приоритет при бурении уникальных сверхглубоких скважин, в том числе и рекордной Кольской сверхглубокой (СГ-3), установившей абсолютный мировой рекорд глубины бурения – 12 262 м. Вместе с тем, в конце 1990-х годов произошло резкое снижение объемов применения алюминиевых сплавов в нефтегазодобывающей отрасли России. Так, в 2001 году выпуск ЛБТ в России составил около 4 200 т (330 000 м ЛБТ), что почти в пять раз меньше, чем в 1980-е годы. Такой спад был обусловлен целым рядом объективных и субъективных причин. К ним относятся, преOil&GasEURASIA

БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

Aluminum drill pipe design Типы алюминиевых бурильных труб

With internal upset and steel joint С внутренними концевыми утолщениями и стальным замком

With internal upset, protective lugs and steel joint С внутренними концевыми утолщениями, протектором и стальным замком

With external spiral ribs and steel joint for better removal of drilled cuttings and higher rigidity С наружным винтовым оребрением и стальным замком для улучшения выноса шлама и повышения жесткости

drilling tool equipped with quite aggressive and strong cutting structures, like PDC bits, which had footage per bit of up to 1,000 meters and even more.

In addition, well depths generally increased with a larger amount of directional and horizontal wells having complex spatial profiles, side-tracking from previously drilled holes, etc. These engineering and technological conditions placed stricter demands on drill string reliability, the strain-stress state of which became much more complicated with additional torques and alternating curvature loads caused by drill string rotation in shunted boreholes.

Commercial light-weight drill pipes well-established in turbine drilling with non-rotating drill strings seemed unreliable in drilling’s “weak spot” – the connection of the steel collar to the aluminum pipe on a non-buttress triangular tapered thread with the use of epoxy resin.

The imperfect design of this assembly at increased alternate loads and torque often resulted in fatigue destruction of light-weight drill pipes, additional turning of the collar and sheared threads. This prompted drillers to be cautious in using light-weight drill pipes in deep drilling and in using rotary and combined methods in complicated conditions of directional and horizontal wells.

When the Kolskaya ultra-deep well reached 6,000 meters, its drill string loading conditions made it impossible to continue using stock-produced light-weight drill pipes because of the unreliability in the pipe joints. Consequently, a new design and technology with improved reliability in pipe joints was developed for light-weight drill pipes. In this joint, instead of a non-buttress triangular thread, the low-tapered, buttress ТТ type thread was applied with a stabilizing stress-relief band and end stop. This made it possible to significantly relieve the thread of bending and shearing stress. Taking into consideration the need to ensure the specified tightness of the thread, stabilizing band and end stop, a “hot” connection for the pipe and joint was used.

This new connection significantly improved the operating reliability of light-weight DP and ensured the accident-free operation of drill strings under extreme loading conditions while drilling the Kolskaya and other ultra-deep wells and also while drilling with drill string rotation.

Today, there are plenty of various modifications of light-weight DP with outer diameters from 90 millimeters to 168 millimeters. Aluminum drill pipes are supplied to drilling companies and are successfully employed at Rosneft, Surgutneftegaz, BK Eurasia (BKE), Slavneft and other companies.

Burilnye Truby and Aquatic-Burilnye Truby jointly established production of light-weight DP of small diameters (90 millimeters and 103 Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

жде всего, существенное сокращение объемов турбинного бурения за счет соответственного увеличения объемов роторного или комбинированного (при использовании забойного двигателя с одновременным вращением БК) способов бурения. Эти методы оказались более эффективными по сравнению с турбинным, что было связано с созданием и широким внедрением в практику бурения безопорного породоразрушающего инструмента, оснащенного весьма агрессивным и стойким вооружением, типа долот PDC, у которых проходка на долото возросла до 1 000 м и более. Кроме того, произошел общий рост глубин скважин, с увеличивающимся объемом бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, имеющих сложный пространственный профиль, бурение боковых стволов из ранее пробуренных скважин и т.д. Указанные технико-технологические условия предъявили более жесткие требования к надежности БК, напряженно-деформированное состояние которой существенно усложнилось при добавлении крутящих моментов, а также знакопеременных изгибных нагрузок, обусловленных вращением БК в искривленном стволе скважины. Серийные ЛБТ, хорошо зарекомендовавшие себя при турбинном способе бурения с невращающейся БК, показали недостаточную надежность в «слабом» месте – трубном соединении стального замка с алюминиевой трубой, которое было выполнено на безупорной конической треугольной резьбе с применением эпоксидных смол. Несовершенство конструкции этого узла при повышенных, в том числе, знакопеременных, нагрузках и крутящих моментах, зачастую приводили к усталостному разрушению ЛБТ, довороту замка относительно трубы и срезу резьбы. Эта причина явилась также одним из условий настороженного отношения буровиков к применению ЛБТ в глубоком бурении роторным и комбинированным способам в осложненных условиях проходки наклонных и горизонтальных скважин. При бурении Кольской сверхглубокой скважины на глубинах более 6 000 м, когда условия нагружения БК обусловили невозможность дальнейшего применения серийных ЛБТ из-за ненадежности трубного соединения, были разработаны новая конструкция и технология сборки трубного соединения для легкосплавных бурильных труб повышенной надежности (ЛБТПН). В этом соединении вместо безупорной треугольной резьбы была применена малоконусная, трапецеидальная резьба типа ТТ со стабилизирующим разгрузочным пояском и торцевым упором, которые позволили заметно разгрузить резьбу от изгибных и касательных напряжений. Учитывая необходимость обеспечения регламентированных натягов по резьбе, стабилизирующему пояску и торцевому упору, для сборки нового соединения была применена технология «горячей» сборки трубы с замком. Новое соединение существенно повысило эксплуатационную надежность ЛБТПН и обеспечило безаварийную работу БК в экстремальных условиях нагружения как при бурении Кольской и других сверхглубоких скважин, так и при бурении с вращением БК. В настоящее время выпускается значительное количество различных модификаций ЛБТПН (ЛБТВК) с наружным диаметром от 90 мм до 168 мм. Алюминиевые бурильные трубы поставляются для буровых компаний, которые успешно эксплуатируются в НК «Роснефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «БК „Евразия“» (БКЕ), ОАО «Славнефть» и др. Совместными усилиями ООО «Бурильные трубы», ООО «Акватик-Бурильные трубы» было освоено производство ЛБТПН малого диаметра (90 и 103 мм), которые успешно применяются при бурении горизонтальных участков стволов малого диаметра в «Татнефти» и БКЕ, а также при зарезке и бурении боковых стволов в ООО «Катобьнефть». Общая номенклатура выпускаемых на сегодня алюминиевых бурильных труб приведена в таблице и на рисунке. В настоящее время широкое применение нашли алюминиевые бурильные трубы, оснащенные в средней части протекторным утолщением. Накопленный промысловый опыт и выполненные теоретические исследования показали, что наличие протектора не только увеличивает противоизносный ресурс труб, но существенно (до двух раз) повышает продольную устойчивость этих труб при сжимающих нагрузках, что особенно актуально при зарезке боковых отводов и бурении ГС и ERD-скважин, в которых созданная весом верхних секций БК осевая нагрузка на долото передается через сжатые нижние слабо наклон-

51

DRILL PIPES

ADVERTORIAL SECTION

Range of aluminum drill pipes / Номенклатура алюминиевых бурильных труб

Pipe standard Pipe length, size / m / Длина Типоразмер трубы, м трубы

Maximum strength parameters Aluminum alloy D16T/1953T1 Предельные прочностные параметры Алюминиевый сплав Д16Т/1953Т1

Wall Pipe Pipe Collar Thread thickness, assembly diameter, mm diameter, mm connection Internal mass, kg / mm / Torque, / Диаметр / Диаметр / Резьбовое pressure, Толщина Масса трубы Tensile load, kN kN*m трубы, мм замка, мм соединение MPa / стенки, мм в сборе, кг Растягивающая Крутящий Внутреннее нагрузка, кН момент, давление, кН*м МПа

90х9

9.2

9

91

108

З-86

80.5

750/1110

13/19

56/83

103х9

9.3

9

103

120.6

З-102

96.0

865/1275

17.1/25.3

49.7/73.4

103х11

12.2

11

103

120.6

З-102

137.0

1033/1526

20/29

61/90

114х11

12.2

11

116

152

З-122

168.0

1180/1740

25.9/38.3

53.9/79.7

129х11

12.2

11

129

159

З-133

186.0

1325/1957

25.9/48.8

48.5/71.6

147х11

12.2

11

147

178

З-147

217.0

1525/2255

44.3/65.4

42.6/62.9

147х13

12.2

13

147

178

З-147

239.0

1780/2625

50.2/74.1

50.3/74.3

147х15

12.2

15

147

178

З-147

268.5

2022/2986

55.7/82.1

58/85.7

168х11

9.5

11

168

203

З-171

231.0

1762/2603

60/87

37/55

168х13

9.5

13

168

203

З-171

250.0

2056/3037

68/100

44/65

millimeters), which have been successfully used in drilling horizontal sections of small diameter holes at Tatneft and BKE, and also for sidetracking at Katobneft. The total range of aluminum drill pipes manufactured at the present time is given in the table and figure.

Today, aluminum drill pipes equipped with protective lugs in their middle sections are widely used. Field experience and theoretical studies have shown that using the protector not only extends the life of pipes, but also significantly improves (up to twice) the longitudinal stability of these pipes under compression loads. This is especially important for sidetracking and drilling horizontal and ERD wells in which the weight on the bit created by the weight of upper sections of the drill string is transferred through the compressed, slightly inclined and vertical lower sections of the drilling tool. Analysis and field experience in drilling such wells shows that using light-weight drill pipes equipped with protectors (LBTPN-P) in the BHA instead of heavier steel drill pipes makes it possible to increase the length of the horizontal section of the borehole due to a significant reduction in forces and resistance to drill string movement and rotation. In addition, aluminum pipes provide better wear protection for casing pipes in dog-leg sections.

Additionally, the paramagnetic properties of aluminum pipes show they have good potential for use in modern telemetry systems for directional surveys in the bottomhole zone. This has made it possible to replace (and in some cases completely do without) expensive diamagnetic pipes made of special alloys or austenitic steel in such operations.

Special plain-end aluminum drill pipes with increased wall thickness (LUBT) were designed and put in production. These pipes are intended mostly for the BHA and have integral joints or pipe joints.

With a higher value of logarithmic decrement (typical for aluminum alloys) compared to steel, improving their ability to better suppress elastic vibrations, special “dynamically soft” BHAs with light-weight drill pipes and increasing wall thickness ensures better footage per bit and rate of penetration in drilling.

One new progressive area of improvement in horizontal and ERD drilling technology is the use of aluminum drill pipes with spiral ribs on their outer surfaces (LBTPN-S) made in the process of pipe stock extrusion. These pipes fulfil not only the functions of the above-de-

52

ные и вертикальные участки бурильного инструмента. Как показали аналитические расчеты и промысловый опыт проводки таких скважин, использование ЛБТПН-П в компоновках нижних секций БК вместо более тяжелых стальных бурильных труб (СБТ), позволяет увеличить длину горизонтальной части ствола скважины за счет значительного снижения сил и моментов сопротивления перемещению и вращению БК. Кроме того, алюминиевые трубы обеспечивают лучшую защиту обсадных колонн от износа на участках резких перегибов. Благодаря парамагнитным свойствам алюминиевые трубы оказались перспективными в качестве корпусов современных телесистем при проведении инклинометрических замеров непосредственно в призабойной зоне скважин, что позволило заменить, а в ряде случаев полностью исключить применение для этих же целей дорогостоящих диамагнитных труб из специальных сплавов или аустенитных сталей. Для этих целей разработаны и освоены производством специальные алюминиевые гладкие бурильные трубы с увеличенной толщиной стенки – ЛУБТ. Эти трубы предназначены в основном для компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и могут быть как замковой, так и беззамковой конструкции. Высокое по сравнению со сталью значение логарифмического декремента затухания, свойственное алюминиевым сплавам и характеризующее способность этого материала лучше гасить упругие колебания, позволили специальные, так называемые динамически мягкие КНБК с включением в них УЛБТ, применение которых обеспечивает повышение показателей механического бурения – проходки на долото и механической скорости. Новым прогрессивным направлением совершенствования технических средств и технологии проводки ГС и ERD-скважин являются поставляемые алюминиевые бурильные трубы со спиральным винтовым оребрением наружной поверхности (ЛБТПН-С), выполнение которого, что существенно, удалось осуществить в процессе прессования трубной заготовки. Эти трубы выполняют не только те функции, что и выше описанные УЛБТ, но и, благодаря наличию винтового оребрения, позволяют существенно улучшить очистку ствола за счет турбулизации потока промывочной жидкости, а также снизить площадь контактного взаимодействия БК с «лежачей» стенкой скважины, уменьшая тем самым вероятность возникновения прихвата. С использованием таких труб ЛБТВК 103х11С-1953Т1 произведено бурение опытных скважин в компании «ЛУКОЙЛ». Кроме того, опытная партия труб ЛБТПН 103х11С-1953Т1 в настоящее время готовится к промысловым испытаниям в ОАО «Татнефть».

Oil&GasEURASIA

БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ scribed pipes with thicker walls, but also, thanks to their spiral ribs, help to significantly improve borehole cleaning due to drilling mud flow turbulence, and also to reduce the area of the drill string contact with the “lying” borehole wall, decreasing the probability of pipe differential sticking. Pilot wells were drilled at LUKOIL using these LBTVK 103х11С-1953Т1 pipes. In addition, a delivery of LBTPN 103х11С1953Т1 pipes is now being prepared for field tests at Tatneft.

Aluminum alloy pipes are rather promising for use in well casing, especially as casing pipes (LOT) for production strings. Analysis shows that using LBTPN pipes for drilling and LOT in the production string or liner, makes it possible to drill deep wells from lighter drilling rigs (including mobile ones) with relatively small load capacity. This is because the depth of drilling from them is limited not only by the weight of the heaviest drill string, but also by the weight of the production string run from the same rig. The first LOT 178х14-1953Т1 pipes produced in the world were run in one section to a depth over 4,200 meters and successfully cemented more than three years ago in a LUKOILKomi well at the Bayandykskoye field with hydrogen sulfide content exceeding 16%. This well is still in operation.

It should be mentioned also that because its modulus of elasticity is almost three times lower than steel, aluminum casing LOT pipes fit much easier into curved sections of directional, horizontal and ERD wells. Under these conditions, the level of bending stresses on the threaded joints of aluminum pipes (LOT) is several times lower than steel casing pipes, improving reliability and integrity in further operation.

The high stability of aluminum alloys under aggressive field environments containing hydrogen sulfide and carbon dioxide makes production casings of LOT and tubing strings of light-alloy tubing (LNKT) especially promising in production at fields containing these substances which are highly aggressive for steel. Today, worldwide, to ensure high operational reliability, casing strings run in wells in such fields consist of pipes made of complex alloyed steel or specially designed alloys. The technology for producing these pipes is extremely sophisticated and therefore, their cost in terms of 1 meter of pipe can be three-four times higher than prices for aluminum LOT or LNKT pipes of the same sizes.

Using LNKT aluminum tubing significantly reduces the weight of tubing strings in turn considerably reducing expenses on periodic well servicing (pump replacement, packer installation, etc.). In addition, special studies have shown that the unique characteristics of LNKT surface compared to steel significantly lower the rate of wax deposit in pipes.

This can in turn increase the period of flowing well operations as well as save power in artificial lift production.

A great number of wells that are idle today can, after appropriate workovers, be successfully brought back on line. Using specially designed aluminum pipes in well workover technological packages, with a steep drop in string weight, makes it possible to perform these operations in wells of all depth categories from lower-load capacity mobile rigs. This helps improve reliability and safety in remedial cementing jobs, reduces the chance of damage to internal surfaces of casing strings which have been exposed to intensive corrosion when in operation.

We believe there is significant promise for the use of aluminum tubular goods in developing Arctic offshore oil and gas fields, where low temperatures are the main limiting factor in the use of equipment and tools. In contrast to steel, aluminum alloys not only show no reduction in strength, but even evidence strengthening at low temperatures without decreasing plasticity.

The above brief analysis of the current status and areas of the possible application of aluminum alloy oilfield pipes in drilling, operating and servicing wells proves there is high potential for using light-weight pipes compared to steel pipes for similar work. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Весьма перспективно использование труб из алюминиевых сплавов для процессов крепления и эксплуатации скважин, в первую очередь, в качестве обсадных труб (ЛОТ), формирующих эксплуатационную колонну. Анализ показывает, что, применяя ЛБТПН для бурения и ЛОТ в составе эксплуатационной колонны или хвостовика, можно бурить глубокие скважины, используя при этом более легкие, в том числе, передвижные буровые станки сравнительно небольшой грузоподъемности, поскольку глубина бурения с них лимитируется не только весом самой тяжелой БК, но и весом спускаемой с этой же установки эксплуатационной колонны. Первая в мире эксплуатационная колонна из труб ЛОТ 178х14-1953Т1 была спущена одной секцией на глубину более 4200м и успешно зацементирована более трех лет назад на скважине в ОАО «ЛУКОЙЛКоми» на Баяндыкском месторождении с содержанием сероводорода более 16%. Эксплуатация скважины в настоящее время продолжается. Отметим так же, что ЛОТ из-за пониженного почти в три раза по сравнению со сталями модуля упругости значительно легче вписывается в искривленные участки стволов наклонно-направленных, ГС и ERD-скважин скважин. В этих условиях уровень изгибающих напряжений, воздействующих на трубные резьбовые соединения ЛОТ, кратно ниже, чем в стальных обсадных трубах, что повышает надежность и герметичности колонны в процессе дальнейшей эксплуатации. Высокая стойкость алюминиевых сплавов в агрессивных промысловых средах, содержащих сероводород и углекислый газ, делает эксплуатационные из ЛОТ и лифтовые колонны из легкосплавных насосно-компрессорных труб (ЛНКТ) особенно перспективными на месторождениях, содержащих в добываемой продукции эти высокоагрессивные для сталей агенты. В настоящее время в мировой практике для обеспечения высокой эксплуатационной надежности обсадные колонны, спускаемые на скважинах эксплуатирующих подобные месторождения, комплектуются трубами из сложнолегированных сталей или специальных сплавов. Технология производства таких труб чрезвычайно сложна, а соответственно и стоимость. в пересчете на 1 м трубы, может быть в три-четыре раза выше цены ЛОТ или ЛНКТ аналогичных типоразмеров. Использование алюминиевых ЛНКТ позволяет значительно снизить вес лифтовых колонн, что существенно уменьшает затраты на проведение периодических подземных ремонтов скважин (смена насосов, установка пакерующих устройств и т.д.). Кроме того, как показали проведенные исследования, специфические свойства поверхности ЛНКТ по сравнению со сталью, в значительной мере снижают скорость образования парафинистых отложений в трубах, что, в свою очередь, позволяет увеличить срок фонтанной эксплуатации скважин, а при механизированной добыче обеспечивает экономию электроэнергии. В настоящее время накопился огромный фонд бездействующих скважин, которые после выполнения комплекса соответствующих ремонтных работ по восстановлению (КРС) могут быть успешно введены в эксплуатацию. Применение специальных алюминиевых труб в составе, так называемых технологических комплектов для процессов КРС, позволяет за счет кратного снижения веса трубных колонн осуществлять эти работы в скважинах всех категорий глубин с парка передвижных установок меньшей грузоподъемности, повысить надежность и безопасность ремонтно-изоляционных работ, снизить вероятность повреждения внутренней поверхности обсадных колонн, подвергшихся за время эксплуатации интенсивному коррозионному поражению. Представляется перспективным применение алюминиевой трубной продукции при освоении и разработке нефтяных и газовых месторождений на арктическом шельфе, где основным ограничением в применяемом оборудовании и инструменте будут низкие арктические температуры. В отличие от стали, алюминиевые сплавы не только не снижают свои прочностные параметры при низких температурах, а даже наоборот, при этом происходит их некоторое упрочнение без понижения пластических свойств. Приведенный выше краткий анализ состояния и областей возможного применения труб нефтяного сортамента из алюминиевых сплавов в основных технологических процессах бурения, эксплуатации и подземного ремонта скважин, подтверждает высокую перспективность применения легкосплавных труб по сравнению со стальными трубами аналогичного назначения.

53

REFINING

ADVERTORIAL SECTION

Modern Capacity for Modern Times Новые мощности нового времени This article was supplied courtesy of Dinaz

Статья предоставлена компанией Dinaz

he Latvian holding Dinaz, one of the largest oil traders in the Baltic states, is gearing up to build a new refinery in the region. The facility will be erected in the Latvian city of Daugavpils, near a major railway hub and only 4 kilometers from the LatRosTrans pipeline system, which is currently idle. Yet, the holding’s plans are not limited to oil processing – the company also plans to develop its oil terminal construction project in the port of ● Dinaz general director Riga at the same time.

Nikolai Yermolayev ● Генеральный директор More Than Refining Dinaz Николай Ермолаев The Euro Oil Refinery, a member of the Dinaz holding, will install a 7.8-million-ton-per-year refinery in the Daugavpils region. The location has been chosen well – it is close to three state borders: 150 kilometers to Russia, 30 kilometers to Belarus and 25 kilometers to the Lithuanian border. In addition, the Druzhba pipeline is just 4 kilometers away from the construction site.

The plant’s future owners assure that the latest, unique oil-refining technology will be used in the project execution, complying with the strictest environmental rules. Substantial work has been done already. Italy’s APS engineering firm has put together a feasibility study. The plant should be constructed in 37 months.

Along with helping ensure a sustainable supply of oil products to Latvia, the new refinery will boost the country’s transit potential – the holding also plans to install a 10-million-ton-per-year oil terminal in the free port of Riga. The company anticipates that as well as handling products from the new refinery, the terminal will provide other operators with crude and oil products loading services.

In January 2012, an environmental expert report was adopted for the construction of an oil and oil products loading terminal with a 10-million-ton per annum capacity.

The oil terminal construction project is estimated to bear a price tag of 189 million euros. The loading complex will house two terminals, with total storage capacity reaching about 483,000 cubic meters. Construction is set to begin in fall 2014 and should be completed in 24 months.

Belarus-based Belneftekhim is closely watching the developments around the project. Every year Belarus exports some 14-15 million tons of oil products. Optional oil products exported on FOB (Free On Board) terms is another advantage of the Latvian project.

атвийский холдинг Dinaz, один из крупнейших нефтетрейдеров в странах Балтии, ведет активную подготовку к строительству нового НПЗ в Прибалтике. Завод планируется построить в районе латвийского города Даугавпилс, расположенного вблизи крупного железнодорожного узла и всего в 4 км от ныне простаивающего нефтепровода системы LatRosTrans. Однако планы холдинга не ограничиваются только переработкой нефти. Параллельно ведется разработка проекта строительства нефтеналивного терминала в порту Риги.

T

54

Л

Не переработкой единой Компания Euro Oil Refinery, входящая в холдинг Dinaz, построит в Даугавпилсском районе завод для переработки 7,8 млн т сырой нефти в год. Место выигрышное – вблизи границ сразу трех государств: в 150 км от российской, в 30 км от белорусской и в 25 км – от литовской. Кроме того в 4 км от места строительства проходит нефтепровод «Дружба». По заверениям будущих хозяев, при реализации проекта будут использоваться новейшие и уникальные технологии переработки нефти с соблюдением самых строгих экологических требований. И сегодня уже проделана большая работа. Итальянская инжиниринговая компания АРS разработала проект технико-экономического обоснования. Срок строительства завода – 37 месяцев. Новый НПЗ будет не только содействовать стабилизации нефтепродукто-обеспечения Латвии, но и усилит транзитный потенциал страны – параллельно с заводом холдинг намеревается построить на территории Рижского свободного порта нефтеналивной терминал мощностью 10 млн т в год. Терминал сможет переваливать не только нефтепродукты с НПЗ в Даугавпилсе, но и предоставлять услуги по перевалке нефтепродуктов и сырой нефти другим транзитным операторам. В январе 2012 года утверждена экологическая экспертиза для строительства нефтеналивного терминала объемом перевалки 10 млн нефти и нефтепродуктов в год. Стоимость проекта по строительству нефтеналивного терминала оценивается в 189 млн евро. Предполагается, что перевалочный комплекс будет состоять из двух причалов, общий объем резервуарного парка составит около 483 тыс. м3. Строительство комплекса планируется начать осенью 2014 года. Срок строительства терминала – 24 месяца. Интерес к строительству терминала проявляет белорусский концерн «Белнефтехим». Ежегодно Белоруссия экспортирует около 14–15 млн т нефтепродуктов. Одно из преимуществ латвийского проекта – возможность осуществления экспортных поставок на условиях FOB (с доставкой на судно). Такая схема доставки позволила бы Белоруссии избежать посредников при экспорте нефтепродуктов. Однако у проекта есть и критики. Представители одного из основных операторов латвийского рынка – Lukoil Baltia, а также Mazeikiu Oil&GasEURASIA

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

This delivery model will enable Belarus to export its oil products with no middlemen involved.

Yet the project has been criticized, too. Representatives from Lukoil Baltia, one of the main players on Latvia’s market, as well as critics from Mazeikiu Nafta, note that the region already has significant loading capacity for oil and oil products – the Ventspils and Riga terminals and the 10 million tons per year Mazeikiai refinery (Lithuania). Notably, the project is centered on building a cutting-edge export-oriented refinery.

Conversion Rates Surpassed Only by U.S. Plants During construction, the company plans to use technology and experience from the world’s leading refiners. The facility’s light oil products yield is planned at 89 percent while another 1 percent is planned for granulated sulfur and 9 percent for in-house consumption and for electricity production (94 MW, of which 86 MW is the plant load); these figures compare well with the best U.S. refineries. As a result, Latvia’s engines will run on the most valuable light oil products – Euro-5 compliant gasoline and diesel fuel. To ensure the necessary volume and quality of oil products, refinery process flow includes the following settings: ● AVT (atmospheric vacuum distillation) unit – 7.8 million tons per year load; ● Distillate hydrofining unit – 3.524 million tons per year load; ● Hydrocracking unit – 2.648 million tons per year load; ● Naphtha hydrofining unit – 1.941 million tons per year load; ● Catalytic reforming with unit – 1.289 million tons per year load; ● Isomerization unit – 652,000 tons per year load; ● Saturated gas recovery and LPG stripping unit – 986,000 tons per year load; ● Sulfur recovery unit – 118,000 tons per year load; ● Hydrogen production unit – 490,000 tons per year load; ● Deasphaltizing unit – 1.621 million tons per year load;

Nafta, отмечают, что в регионе уже есть крупные мощности по перевалке нефти и нефтепродуктов – как на терминалах в Вентспилсе, так и в Риге, а также крупный НПЗ в литовском Мажейкяе мощностью 10 млн т в год. Заметим, что ключевым элементом данного проекта все же является строительство современного экспортно-ориентированного НПЗ.

Глубже только в США При строительстве НПЗ будут использованы технологии и опыт ведущих мировых компаний, занимающихся переработкой нефти. Выход светлых продуктов составит 89%, 1% – гранулированная сера и 9% – внутреннее потребление с производством электроэнергии мощностью 94 МВт, а мощность для собственных нужд составит 86 МВт, что сопоставимо с показателями лучших НПЗ США. В результате в Латвии будут получены наиболее ценные светлые нефтепродукты – бензин и дизтопливо исключительно Евро-5. Для обеспечения необходимых объемов и качества выпускаемых нефтепродуктов в технологическую схему завода включены следующие установки: ● установка АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка мощностью 7,8 млн т в год; ● установка гидроочистки дистиллята мощностью по сырью 3,524 млн т; ● установка гидрокрекинга – 2,648 млн т по сырью; ● установка гидроочистки нафты – 1,941 млн т по сырью; ● установка каталитического реформинга – 1,289 млн т по сырью; ● установка изомеризации – 652 тыс. т по сырью; ● установка рекуперации насыщенного газа и очистки сжиженного газа – 986 тыс. т по сырью; ● установка рекуперации серы – 118 тыс. т по сырью; ● установка производства водорода – 490 тыс. т по сырью; ● установка деасфальтизации – 1,621 млн т по сырью; ● установка замедленного коксования – 892 тыс. т по сырью; ● установка очистки кислых стоков – 542 тыс. т по сырью;

The Refinery’s Input-output Table / Сводный материальный баланс НПЗ % mass / % масс

tons per hour / т в час

‘000 tons per year тыс. т в год

96.6

937.50

7,875

INPUT / НА ВХОДЕ Oil / Нефть MTBE / МТБЕ

1.5

14.85

153

Natural gas / Природный газ

1.9

18.21

124

TOTAL / ИТОГО

100

970.5

8,152

12.13

102

IN-HOUSE USE / ВНУТРЕННЕЕ ПОЛЬЗОВАНИЕ Process losses in hydrogen production unit / Потери при реакции в уст. производства водорода

1

Fuel gas / Топочный газ

0.8

9.63

81

Hydrocracking bottoms / Гидрокекинговый остаток

2

15.13

127

LPG / Сжиженный нефтяной газ

2

20.75

174

Coke / Кокс

4

38.78

326

Natural gas / Природный газ

0.2

0.94

8

Upgraded gasoline / Улучшенный бензин

4

37.58

316

Standard gasoline / Обычный бензин

22

212.93

1,788

Jet fuel / Kerosene Авиатопливо /Керосин

18

175.41

1,473

Diesel fuel / Дизель

45

435.96

3,662

OUTPUT / НА ВЫХОДЕ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Sulfur / Сера

1

11.35

95

TOTAL / ИТОГО

100

970.5

8,152

55

REFINING

ADVERTORIAL SECTION

● Delayed coking unit – 892,000 tons per year load; ● Sour water purification unit – 542,000 tons per year load; ● Amine regeneration unit – 1.679 million tons per year load.

The new refinery will produce – as do similar plants in the United States – no fuel oil, the woe of many a refinery in Russia. The rise in fuel oil production in Russia, which has been observed over recent years, is the side effect of growing refining volumes in the country and is a consequence of the insufficient processing depth at Russian refineries (which on average is slightly over 71 percent).

The chosen process flow includes deasphalting and delayed coking units, where asphalt-free oil goes to hydrocracking unit while asphalt pitch flows to the delayed coking unit. This design provides an extra volume of light oil products and green coke, used at the refinery for producing 94 MW of electricity and heat required for the processes. The refinery itself needs 86 MW of electricity; the remaining 8 MW will be injected into the Latvenergo electric grid.

● установка регенерации амина – 1,679 млн т по сырью. Новый НПЗ, как и аналогичные предприятия в США, вообще не будет выпускать мазут – бич многих малых, да и крупных НПЗ в России. Рост производства мазута в России в последние годы стал неприятным побочным эффектом увеличения объемов переработки нефти в стране. Это стало следствием недостаточной глубины переработки на российских НПЗ, немногим превышающей в среднем 71%. Технологической схемой предусмотрены установки деасфальтизации и замедленного коксования, где деасфальтизат отправляется на установку гидрокрекинга, а асфальтосмолистые вещества направляются на установку замедленного коксования, что позволяет дополнительно получить светлые нефтепродукты и неготовый кокс, который используется на заводе для производства электроэнергии 94 МВт и теплоэнергии, необходимой для работы завода. Потребность завода в электроэнергии составит 86 МВт, а остальные 8 МВт будут реализованы в сеть Латвэнерго.

The Crisis Means New Opportunities, Too Latvia’s oil exports are increasingly relevant not only for the northwestern part of Europe, but also for Western Europe and the United States. Consequently, the installation of a modern refinery is highly appropriate. One of the arguments brought up most often to challenge this prospect is the issue of providing crude to feed the refinery. However, we need to stress that other regional refineries such as Lithuania’s Mazeikiu Nafta or the plant in Porvoo, Finland, aren’t being fed crude oil from Russia and other CIS member states, which means they won’t have any strategic advantage.

From the outset, developers of the Daugavpils refinery project had approached comprehensively the issue of oil supply to the plant, which envisaged deliveries of fuel oil, gas condensate and light crude from Kazakhstan by rail.

At the same time, one shouldn’t rule out the resumption of pipeline deliveries of Russian crude oil via the LatRostrans pipeline system, which runs close to the site of the future refinery. Today, Russia insists that due to technical problems on the section of the export pipeline in the Bryansk region, which pumps oil via the Druzhba pipeline network and had earlier been used to ship oil to Lithuania, resumption of crude oil supply to Mazeikiu Nafta isn’t feasible. However, theoretically there might be an interest in repairing and financing the pipeline, should a major private or stateowned Russian company become a key shareholder in the new project. This would hardly provoke any opposition in the European Union, since the emergence of a new, well-supplied refinery in Latvia would only strengthen energy security in Eastern Europe and the E.U. in general.

The strategic appeal of the project – be it for consumers in the Baltic countries and the European Union, or for future clients in Russia and Kazakhstan – will undoubtedly contribute to solving financing issues. Given the world experience in installing similar-capacity refineries, experts estimate project costs at 2.5 billion euros, with eight years ROI. The global financial crisis only increased the investment appeal of the project, says Dinaz general director Nikolai Yermolayev.

Ironically, the crisis means new opportunities, as well as financial problems. Indeed, on a market governed by low oil prices and cheap labor costs, oil refining becomes particularly profitable business.

At Dinaz holding, they hope that new projects will provide logical continuation of constructive ties between Latvia and Russia.

The new oil refinery and the loading terminal would benefit both Russian and Kazakh oil companies, as well as engine oil consumers in the Baltics and the European Union.

Кризис – это и новые возможности Экспортные поставки нефти из Латвии все более актуальны не только для северо-западной Европы, но и для Западной Европы и США, поэтому строительство здесь современного НПЗ весьма уместно. Среди наиболее часто озвучиваемых контраргументов называется проблема обеспечения НПЗ сырьем. Здесь следует отметить, что и другие нефтеперерабатывающие заводы региона – Mazeikiu Nafta (Литва) или НПЗ в Порвоо (Финляндии) – не получают сегодня трубопроводной нефти из России и других стран СНГ, а следовательно не будут иметь стратегических преимуществ. Разработчики проекта НПЗ в Даугавпилсе изначально строят стратегию загрузки завода на основе комплексного подхода, который включает поставки партий мазута по железной дороге, газового конденсата и легкой нефти из Казахстана. Наряду с этим не следует исключать и возобновление трубопроводных поставок российской нефти по системе LatRostrans, вблизи которой будет строиться НПЗ. Сегодня российская сторона настаивает на том, что технические проблемы на участке экспортного нефтепровода в Брянской области, перекачивающего нефть по системе «Дружба» и поставлявшего ранее сырье в Литву, не позволяют возобновить прокачку черного золота на Mazeikiu Nafta. Однако кто знает, заинтересованность в ремонте трубопровода и его финансирование могут появиться, если в число ключевых акционеров нового проекта войдет крупная российская частная или государственная компания. Вряд ли этому будут препятствовать и в Евросоюзе – ведь появление нового, хорошо загруженного НПЗ в Латвии – лишь укрепит энергетическую безопасность Восточной Европы и ЕС в целом. Стратегическая привлекательность проекта как для потребителей в странах Балтии и ЕС в целом, так и в России и Казахстане, несомненно, будет способствовать решению задач по его финансированию. Учитывая мировой опыт строительства НПЗ аналогичной мощности, эксперты оценивают стоимость проекта в 2,5 млрд евро. При этом срок окупаемости вложений в строительство НПЗ составит восемь лет. По мнению генерального директора Dinaz Николая Ермолаева, мировой финансовый кризис только повысил инвестиционную привлекательность проекта. Парадоксально, но кризис – это не только финансовые проблемы, но и новые возможности. Ведь в условиях низких цен на черное золото и недорогих трудовых расходов переработка нефти становится особенно выгодной. В холдинге Dinaz надеются, что новые проекты станут логическим продолжением наметившегося конструктивного взаимодействия Латвии и России. Новый НПЗ и нефтеналивной терминал послужат взаимной выгоде российских и казахстанских нефтяных компаний, а также потребителей моторных топлив в странах Балтии и ЕС. * углероды прир.газа

56

Oil&GasEURASIA

УЧЕБНЫЙ ЦЕНТР

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

New Training Center for Oil and Gas Specialists Новый учебный центр для нефтяников

M

В

The Opening Ceremony

Церемония открытия

The grand opening was attended by the city heads, including Tyumen Region Deputy Governor Vadim Shumkov as well as heads of the partner companies: EDC Group, Salym Petroleum Development, Nabors, Schlumberger, Belarusneft, Surgutneftegaz, OBK, ANK, Tyumen commerce college, KCA DEUTAG Sakhalin branch, Bentec, etc.

Guests met the instructors of the new training center and attended seminars held especially on the opening day and saw classes that will accommodate future students.

В торжественной церемонии открытия приняли участие первые лица города, в частности, заместитель губернатора Тюменской области Вадим Шумков, а также руководители организаций-партнеров: компании EDC Group («Буровая компания „Евразия“», «БВС Евразия», «КРС Евразия», «СГК-Бурение», «БПО Сервис»), Салым Петролеум Девелопмент, компаний Nabors, Schlumberger, «Беларуснефть», «Сургутнефтегаз», «Оренбургской буровой компании», АНК, Тюменского торгово-экономического техникума, «КЦА ДОЙТАГ Сахалин», завода Bentec и др. Гости познакомились с преподавателями тюменского учебного центра, посетили семинары, специально проводимые в день открытия, и увидели классы, в которых будут заниматься будущие студенты.

arch 2014 saw the official opening of Tyumen training center, initially established as a subsidiary department of the Russian branch of KCA DEUTAG Drilling GmbH. KCA DEUTAG is an international drilling contractor, which has been working on the Russian market for 10 years. The importance of this event was marked by the company’s management and special guests.

More Detailed Information about the Training Center The history of KCA DEUTAG’s Tyumen Training Center (TTC) dates back eight years. At first, it was just a small group of people involved in personnel development and training. Its main goal was the preparation of highly qualified personnel for oil and gas companies.

Today TTC has modern equipment and applies advanced training methods.

TTC has 1,000 sq. meters, up to 100 students can be trained there daily. The center provides convenient facilities for seminars, courses, training and practical exercises.

At present TTC runs several different courses: “Stuck Pipe Prevention”, “Well Control”, and issues IADC WellCAP and IWCF certificates. Also, it offers both basic and advance training programs in electrical engineering and mechanical science, as well as in modern drilling equipment. The program lists also some other trainings.

The center employs teachers with experience from 10 to 40 years. High quality materials and practical knowledge shared by instructors guarantee the quality of education.

One does not have to be employed by KCA Deutag’s branch to become a TTC student. Employees of other oil and gas companies interested in skills upgrade or retraining are also welcome.

You can find more detailed information about KCA DEUTAG's Tyumen Training Center at: www.ttc-kcadeutag.ru, by phone +7(3452) 53-71-22, +7-922-481-11-89 and by e-mail: Katya.Zyryanova@kcadeutag.com

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

марте 2014 года состоялось официальное открытие тюменского учебного центра, изначально основанного как вспомогательный отдел филиала ООО «КЦА ДОЙТАГ Дриллинг ГмбХ». «КЦА ДОЙТАГ» – международный буровой подрядчик, более 10 лет стабильно работающий на российском рынке. Важность этого события отметили руководители предприятия и почетные гости.

Об учебном центре подробнее Тюменский учебный центр «КЦА ДОЙТАГ» имеет 8-летнюю историю. Все начиналось с группы по обучению и развитию персонала, основной целью которой была подготовка высококвалифицированных кадров для предприятий нефтегазодобывающей отрасли. Сегодня центр располагает современным оборудованием и применяет передовые методы обучения. Площадь центра – более 1 тыс. м2, пропускная способность – более 100 слушателей в день. Здесь созданы комфортные условия для проведения семинаров, курсов, тренингов и практических занятий. В настоящее время проводится обучение по нескольким направлениям: «Предотвращение и ликвидация прихватов бурильной колонны», «Управление скважиной при ГНВП, сертификаты IADC WellCAP, IWCF», основной и углубленный курсы электрики, механики и современного бурового оборудования. Предусмотрены и другие учебные программы. Преподаватели имеют опыт работы от 10 до 40 лет. Качественные материалы плюс практические знания, которыми делятся тренеры, являются гарантом эффективного обучения. Слушателями данного учебного центра могут стать не только работники филиала «КЦА ДОЙТАГ», но и специалисты смежных предприятий, заинтересованные в повышении квалификации или профессиональной переподготовке. Подробную информацию о тюменском учебном центре «КЦА ДОЙТАГ» вы можете получить на сайте www.ttc-kcadeutag.ru, по телефонам: +7(3452) 53-71-22, +7-922-481-11-89; или по электронному адресу: Katya.Zyryanova@kcadeutag.com

57

TOOLS

ADVERTORIAL SECTION

Fluke’s New Products for Petrochemical Industry Новинки Fluke для нефтехимических предприятий Alexander Bardakov, thermal imaging equipment technical manager, Fluke

P

etrochemical and oil and gas companies – as any analyzing infrared images and producing professional reports. other company working in the sector of strategic The specialists will appreciate the mobility of a new thermal importance – need reliable, high-quality equipment camera, because it allows to create professional reports and and solutions. Production should be continuous, susshare information without returning to the office in order to tainable, environmentally-friendly, as well as cost-effecavoid interruptions in the working process. tive and safe. Fluke tools are designed for petrochemiFor non-contact monitoring of electrical motors and pancal professionals to respond to the challenges they face. els as well as temperature measurement of heating and refrigThe company’s new products include thermal imageration Fluke recommends infrared thermometers VT02/VT04. er Ti200/300/400, power quality analyzers, infrared therEvery Fluke Visual IR Thermometer features PyroBlend® Plus mometers VT02/VT04 and temperature calibrators technology and has a built-in digital camera with thermal heat 712B/714B. map overlay to instantly identify the exact location of the probThermal imaging surveillance reveals potential problem. The tools display and save images as full digital, full infralems by displaying a visual image of surface temperatures. red, or in three blended modes (25, 50, and 75 percent) along Using a thermal imager you can inspect electrical panels, with the center-point temperature measurement. tanks, furnaces and transformers.

What is more, Fluke features temperature calibrators 712B The new Fluke Ti200/300/400 thermal imagers feaand 714B for testing temperature sensors and transmitters and ture LaserSharp™Auto Focus, which uses a laser to pinfor troubleshooting and calibrating temperature. These tools are point exactly where the camera should focus for precisely aimed at technicians who do not want the complexity of multifocused images every time. Another advantage of this tool ● Temperature calibrator functional test tools yet need highly accurate temperature calis the patented IR-Fusion® technology, which merges the Fluke 712 ibration. The Fluke 712B measures and simulates 13 different infrared and visual images into a single view to better detect, ● Калибратор resistance temperature detectors (RTDs) types and resistance, diagnose and communicate problems. With IR-Fusion techand the 714B measures and simulates 17 different thermocouтемпературы Fluke 712 nology, images can be viewed from full infrared to blendple types as well as millivolts, to verify process sensors by direct ed views to a full visible image, to precisely document probcomparison of measured versus reported temperatures. lem areas. The rugged Fluke Ti200/300/400 imagers connect to the Fluke CNX™ For troubleshooting and preventing problems in power distribution sysWireless system, allowing them to be used as a main unit to view live measure- tems Fluke offers power quality analyzers. With its energy mobilization capaments of up to five wireless modules (e.g. AC current or voltage modules) on its bility and the new Energy Loss Calculator function, the 434 II measures the screen and integrate the data into the infrared image. fiscal cost of energy wasted due to poor power quality issues in real dollars.

The guaranteed temperature interval is between -10 C and +50 C. However, Add basic power quality measurements to the package and you’ve got youreven in high temperature conditions Fluke tools show impressive results: self one powerful troubleshooting tool. upper temperature range reaches +650 C, and in the case of Fluke Ti400 it Fluke clients – engineers, instrument technicians, mechanics and electriwithstands even the +1,200 C heat. cians – choose our tools for durability and reliability. The company’s motto is Thermal imagers are Wi-Fi- and Bluetooth-ready and include wireless con- “Keeping your world up and running”: we are honored to offer the professionnectivity to PCs, iPads and iPhones with the help of SmartView mobile app. als the latest innovations which enable them to work cost-effectively, withThis is a professional suite of analysis and reporting tools for optimizing and out any shutdowns.

Александр Бардаков, технический менеджер по тепловизионному оборудованию компании Fluke

П

редприятия нефтехимической и нефтегазовой направленности, как и представители любой другой отрасли стратегического значения, нуждаются в надежном оборудовании и качественных решениях. Производство должно быть непрерывным, экологичным, должно отвечать принципам устойчивого развития, но, что важнее, оно должно быть эффективным и безопасным. Измерительные приборы Fluke разработаны для профессионалов нефтехимической отрасли с учетом проблем, с которыми сталкиваются специалисты. Среди недавних новинок компании, появившихся на рынке, – тепловизор серии Ti200/300/400, анализатор качества электроэнергии серии 435, инфракрасные термометры VT02 и VT04, а также калибраторы температур 712B и 714B. Тепловизионное обследование оборудования выявляет потенциальные проблемы путем отображения ● Thermal imager Ti400 распределения температур на поверхности. Так, с ● Тепловизор Fluke Ti400

58

помощью тепловизора можно проверить герметичность электрических шкафов, целостность резервуаров, а также провести осмотр печей и трансформаторов. Новые тепловизоры Fluke Ti200/300/400 оснащены технологией автоматической фокусировки LaserSharp, которая позволяет снимать четкие, идеально сфокусированные тепловые изображения. Важным преимуществом прибора является и запатентованная технология IR-Fusion, совмещающая тепловое и визуальное изображение в одном кадре, что облегчает идентификацию проблемной области. Fluke Ti200/300/400 подключаются к беспроводным системам FlukeCNX™, что позволяет использовать их в качестве основного средства для просмотра измерений в реальном времени. При этом можно использовать до пяти беспроводных модулей, например, модули переменного тока или напряжения. Измерения демонстрируются на экране прибора, данные собираются в виде инфракрасного изображения.

Oil&GasEURASIA

ИНСТРУМЕНТЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Гарантированный диапазон измеряемых температур – от -10 до +50 °C. Однако приборы Fluke не подведут вас в высокотемпературных условиях: верхние пределы измерения достигают +650 °C, а в случае модели Ti400 – и все +1 200 °C. Тепловизоры Fluke Ti200/300/400 поддерживают Bluetooth и Wi-Fi, что упрощает передачу изображений с камер прибора на персональный компьютер или мобильные устройства (iPad и iPhone). Для этого компания Fluke разработала специальное мобильное приложение SmartView. Оно представляет собой профессиональный пакет инструментов для оптимизации и анализа инфракрасных изображений. Специалисты оценят мобильность нового тепловизора, ведь теперь отчеты о результатах обследования можно составлять и отправлять менеджеру, находясь на объекте, в полевых условиях, а значит можно незамедлительно переходить к следующему этапу, не затягивая и не прерывая рабочий процесс. Для бесконтактного мониторинга электродвигателей и электрических шкафов, а также для измерения температур в системах охлаждения и отопления, Fluke рекомендует модели инфракрасных термометров VT02 и VT04. Термометр снабжен цифровой камерой с накладываемой теплокартой и оснащен технологией PyroBlend® Plus, что позволяет не только выявить проблемную зону, но и подробно ее диагностировать. Приборы отображают и сохраняют изображения повышенной четкости в полностью цифровом, полностью инфракрасном и смешанном видах (25, 50, 75%). Еще одной новинкой Fluke являются калибраторы температуры 712B и 714B, используемые для проверки датчиков температуры и термопреобразователей, а также для поиска неисправностей и калибровки температур. Они рассчитаны на технических специалистов, которым не требуются сложные много-функциональные инструменты для тестирования, но при этом необходима высокая точность при температурной калибровке. Модель Fluke 712B измеряет и моделирует 13 различных типов резистивных датчиков температуры (РТД) и сопротив● Visual IR Thermometer ление, модель 714B измеряет ● Визуальный инфракрасный и моделирует 17 различных термометр типов термопар и напряжение (в мВ), что позволяет проверять датчики технологического процесса путем непосредственного сравнения измеренных и сообщенных температур. Наконец, анализаторы качества электроэнергии, выпускаемые Fluke, могут применяться для поиска и предотвращения проблем в системах распределения энергии, а также для исследования нагрузок. Модель 434 II обладает функцией калькулятора потерь электроэнергии, помощью которой можно измерить стоимость нерационально расходуемой энергии. Возможность монетизации электроэнергии позволяет определять наиболее «энергозатратные» участки и подбирать возможные решения энергосбережения. Клиенты Fluke – инженеры, прибористы, механики, электрики – выбирают наши приборы и инструменты за прочность и надежность. Девиз компании «Мы приводим ваш мир в движение»: мы рады предложить специалистам и профессионалам своего дела свои последние разработки, которые позволят работать без простоев, эффективно и максимально прибыльно. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

59

LOGISTICS

ADVERTORIAL SECTION

Gazpromneft-Snabzhenie: Logistics on Par with Global Best Practice «Газпромнефть-Снабжение»: логистика на уровне лучших мировых практик

W

C

hen in 2011 Gazpromneft-Snabzhenie had been set up on the basis cозданием в начале 2011 года компании «Газпромнефть-Снабжение» на of Gazprom Neft's logistics center, the areas of expertise related базе логистического комплекса «Газпром нефти», в рамках одного предto warehouse and transportation logistics were integrated withприятия были объединены компетенции в области складской и трансin one company. портной логистики.

It became possible to implement a large-scale project on provision of inteРеализация масштабного замысла по обеспечению комплексными логистиgrated logistical services to subsidiary enterprises of Gazprom Neft thanks ческими услугами дочерних обществ «Газпром нефти» стала возможной блаto the extensive experience obtained at the oil-producing enterprises which годаря многолетнему опыту, накопленному в нефтедобывающих предприятиmade the basis of the new company. The main part of the company’s activ- ях, на базе которых была сформирована компания. Основная часть деятельity as a logistical operator, relevant to the rendering of services to Gazprom ности компании как логистического оператора, связанная с оказанием услуг Neft, follows two main directions. The first one is the rendering of services in «Газпром нефти», строится по двум направлениям. Первое из них – это оказаthe warehouse and shipping logistics to the Gazprom Neft’s subsidiaries that ние услуг складской и транспортной логистики дочерним обществам «Газпром develop conventional assets. The second large area is the provision of logis- нефти», занимающимся разработкой традиционных активов. Вторым крупным tical services for Gazprom Neft’s large projects aimed at development of the направлением является обеспечение логистическими услугами крупных проEast Siberian fields and hydrocarbon reserves of the Russian offshore Arctic. ектов «Газпром нефти», связанных с освоением Восточной Сибири и нефтеOperations are being realized at a few fields in the Barents and Kara Seas, in the газовых запасов шельфа российской Арктики. Работы ведутся по нескольKola Peninsula and in the north of Yamal. Gazpromneft-Snabzhenie has suffi- ким месторождениям в Баренцевом и Карском морях, на Кольском полуостроcient expertise and professional experience to provide ве и на севере Ямала. Компания «Газпромнефть-Снабжение» services under sever climatic conditions, at low temобладает необходимыми компетенциями и профессиональperatures sometimes reaching -60 С. ным опытом для оказания услуг в сложных климатических A unique combination of the gathered experience условиях, при низких температурах, достигающих -60 °С. and efficient management enabled the new enterprise Уникальное сочетание накопленного опыта с эффективto develop collaboration with companies not belongным управлением позволило новому предприятию развиing to the group of Gazprom Neft. This was facilitated вать сотрудничество также и с заказчиками, не входящими by the creation of an extensive branch network of the в группу «Газпром нефть». Этому способствовало создание company during the first year of its existence. In addiв первый же год с момента основания компании разветвленtion, in 2012–2013, the company was successfully ной филиальной сети. Кроме того, в 2012–2013 годах компаcertified for compliance of its activity with three interния успешно прошла сертификацию деятельности на соотnational quality standards ISO 9001 and STO Gazprom ветствие трем международным стандартам качества ISO 9001-2012. Since 2011, the number of external cli9001 и СТО Газпром 9001-2012. Начиная с 2011 года, колиents (including well-known vertically integrated and ● Sergei Smetskoy, чество внешних клиентов, среди которых известные вертиGazpromneft-Snabzhenie independent oil companies, oilfield services providкально-интегрированные и независимые нефтяные компаgeneral manager ers and construction companies) has increased by one нии, нефтесервисные и строительные организации, увеличи● Сергей Смецкой, quarter. лось на четверть. генеральный директор One of the company's largest current projects, which Одним из наиболее крупных текущих проектов компании, ООО «Газпромнефтьenjoys demand by the biggest players in Russia's oil and востребованным среди крупнейших игроков российского Снабжение» gas market, is development of an integrated coastal supнефтегазового рынка, является создание единой береговой ply base for offshore projects in Murmansk. In these базы для шельфовых проектов в Мурманске. В таких проprojects the coastal base serves as the key element in achieving a synergetic ектах береговая база служит ключевым элементом для достижения синергеeffect while coordinating cargo flows. Since the majority of leading oil produc- тического эффекта при координации грузопотоков. Поскольку разработкой ers are involved in development of offshore fields, Gazpromneft-Snabzhenie шельфовых месторождений занимается большинство ведущих нефтедобываconsiders setting up an integrated coastal supply base to be a strategic project ющих компаний, создание единой базы берегового обеспечения рассматриваin providing logistics services to the whole region. ется «Газпромнефть-Снабжением» как стратегический проект по обеспечению The main process, which facilitates growth of the company’s operat- логистики в регионе в целом. ing performance, is the control of logistics costs. To accomplish this task, Основным процессом, способствующим увеличению производственных the company launched a project named STEP – Storage and Transportation показателей компании, является контроль уровня логистических издерEfficiency of the Processes – which includes the latest achievements in the жек. Для решения этой задачи в компании был сформирован проект СТЭП area of modern technologies and innovative logistics solutions. In 2013, – складская и транспортная эффективность процессов, – включающий pilot implementation of the automated system of storage house manage- передовые достижения в области современных технологий и инновационment was carried out by three divisions of Gazpromneft-Snabzhenie: Yamal, ных решений в логистике. В 2013 году пилотное внедрение автоматизиYugra and Omsk. рованной системы управления складом было проведено в трех филиалах

60

Oil&GasEURASIA

ЛОГИСТИКА

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

In order for the system to start demonstrating maximum performance, an integrated upgrading and reconstruction of warehouses of these divisions of the company were realized. As a result of this, the warehouse storage density increased to 80 percent, and the warehouse operations time was reduced by 30 percent. The amount of pallets also increased several times, storage conditions were improved, as was the accuracy of warehouse operations and reliable reporting on the leftover stock was ensured.

New technologies applied in the course of the project include automation of the system of the storage facilities’ management, integrated end-to-end flow control, use of through bar-coding and standardization of warehouse operations.

Gazpromneft-Snabzhenie is planning to carry out the STEP project in all its divisions and also to ensure STEP integration with the project for implementation of the system of transport control in order to improve its efficiency as a logistics operator. By 2016, in the framework of the STEP project, it is planned to completely automate warehouse processes and shift to a non-documentary technology, replicate the system in new projects and expand it over the processes at finished products warehouses.

Gazpromneft-Snabzhenie is focused on development and extension of its geographic footprint and the range of services rendered.

Presently, the company’s offices operate in St. Petersburg, Omsk, Tomsk, Orenburg, Tyumen, Noyabrsk and Khanty-Mansiysk, it provides services in eight regions of Russia. In the future, Gazpromneft-Snabzhenie plans to cover at least five new regions.

Expanding the scope of services to match that of an integrated logistics operator, combined with the ability to ensure reduction of customers' unit costs, aims to increase by 30 percent the share of third-party contracts in the order book by 2020.

Currently, Gazpromneft-Snabzhenie is implementing the 3PL* development model. Later, the company plans to extend the range of its services to the 4PL** level by shifting toward management of logistics services rendered by 3PL providers and designing a supply chain management architecture.

«Газпромнефть-Снабжения» – «Ямале», «Югре» и «Омске». Для того чтобы система могла заработать в полную силу, были проведены комплексная модернизация и реконструкция складов этих филиалов. В результате плотность хранения на складах была увеличена до 80%, а время выполнения складских операции сокращено на 30%. Также кратно увеличилось количество паллетомест хранения, были улучшены условия хранения, повысилась точность выполнения складских операций, обеспечивается достоверное подтверждение товарных остатков. В числе новых технологий, применяемых при реализации проекта, – автоматизация системы управления складским хозяйством, интегрированное сквозное управление потоками, применение сквозного штрихкодирования, нормирование складских операций. Компания «Газпромнефть-Снабжение» намерена реализовать проект СТЭП во всех филиалах, а также обеспечить интеграцию СТЭП с проектом внедрения системы управления транспортом, чтобы повысить эффективность компании как логистического оператора. К 2016 году в рамках проекта СТЭП планируется полностью автоматизировать складские процессы и перейти на бездокументарную технологию, тиражировав систему на новые проекты и расширив ее на процессы складов готовой продукции. Приоритетами «ГазпромнефтьСнабжения» являются развитие, расширение географии присутствия и перечня оказываемых услуг. Сегодня офисы компании работают в Санкт-Петербурге, Омске, Томске, Оренбурге, Тюмени, Ноябрьске и Ханты-Мансийске и оказывают услуги в восьми регионах России. В дальнейшем планируется охватить не менее пяти новых регионов. Расширение перечня предоставляемых услуг до уровня оператора комплексной логистики, в сочетании с обеспечением снижения удельных затрат заказчиков, направлено на увеличение к 2020 году доли сторонних заказов в портфеле на 30%. В настоящее время «Газпромнефть-Снабжение» находится на этапе реализации модели развития 3PL*. В дальнейшем компания планирует расширить перечень предоставляемых услуг до уровня 4PL**, осуществив переход к управлению логистическими услугами, предоставляемыми 3PL-провайдерами, и проектированию архитектуры управления цепями поставок.

* 3PL providers are operators of integrated logistical services. 3PL providers are capable to realize all types of the logistics business – from separate logistical operations to the integrated logistics services, which make it possible to design an optimal logistical flow chart for material, financial and informational flows from the producer of goods to their consumers. ** 4PL providers are system logistics integrators. It is an integrating structure which puts together resources, characteristics and technologies in its organization and other structures with the aim of development of modern solutions for supply chains and their subsequent implementation.

* 3PL провайдеры – операторы комплексных логистических услуг. 3PL провайдеры способны вести любые виды логистического бизнеса – от отдельных логистических операций до комплексных логистических сервисов, позволяющих конструировать оптимальную логистическую схему движения материальных, документальных, финансовых и информационных потоков от производителя товара к его потребителю. ** 4PL провайдеры – системные логистические интеграторы. Это интегрирующая структура, которая собирает ресурсы, характеристики и технологии в своей организации и других структурах для разработки современных решений для цепей поставок и для их последующей реализации.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

61

EQUIPMENT

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Мембранные установки подготовки попутного нефтяного и природного газа Комплексные решения НПК «Грасис»

Н

есмотря на планомерную политику нефтяных компаний в области сокращения сжигания ПНГ, вопрос утилизации попутного газа, включая его подготовку для дальнейшего использования, остается актуальным, особенно на небольших удаленных месторождениях, либо в случае присутствия в газе сернистых соединений. Проблемы подготовки газа существуют и на малодебитных газовых месторождениях при падении пластового давления. Научно-производственная компания «Грасис» – ведущий разработчик, производитель и EPCM-подрядчик в области воздухо- и газоразделения в СНГ и Восточной Европе – провела комплекс научных и прикладных исследований, в результате которых был разработан спектр половолоконных мембранных картриджей (модулей) на основе нескольких типов половолоконных газоразделительных мембран, специально предназначенных для разделения углеводородных газов (природный и попутный нефтяной, шахтный, сланцевый газы), в том числе с высоким содержанием тяжелых углеводородов, воды, СО2 и серосодержащих примесей. Разработаны и запатентованы технологические решения и оборудование на базе мембранной технологии разделения газовых смесей. НПК «Грасис» является единственной российской компанией, реализующей предлагаемые технические решения на базе мембранных модулей собственного производства, при этом в ряде задач могут быть использованы (при необходимости) и модули ведущих мировых производителей. В реализации задач подготовки газа НПК «Грасис» выполняет проекты «под ключ», включая проектирование, инжиниринг, производство, поставку, монтаж и ввод в эксплуатацию. В настоящее время компания реализовала девять проектов по подготовке газа на основе мембранной технологии (включая запущенные в эксплуатацию и находящиеся в стадии монтажа) производительностью по сырьевому газу от 10 до 600 млн м3/год и рабочим давлением до 10 МПа. География осуществляемых проектов охватывает все регионы, в том числе находящиеся в зоне вечной мерзлоты и Крайнего Севера. Предлагаемые НПК «Грасис» технологии решают следующие задачи подготовки

62

и/или утилизации природного и попутного нефтяного газа: ● осушка газа до температуры точки росы на уровне -20... -30 °С; ● снижение содержания тяжелых углеводородов (С3+) с достижением ТТР по углеводородам на уровне 0... -20 °С; ● повышение метанового числа газа и доведение его до требуемых производителями ГПЭС значений для обеспечения работы с максимальной выходной мощностью; ● снижение содержания сернистых соединений (сероводород, меркаптаны) с достижением их остаточного содержания в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87 или СТО «Газпром» 089-2010; ● снижение содержания СО2 с достижением остаточного содержания не выше 2,5% мольн. в соответствии с требованиями СТО «Газпром» 089-2010. Следует особо подчеркнуть, что все вышеприведенные задачи решаются одновременно в пределах одного единичного мембранного модуля. Мембранные установки, разрабатываемые и поставляемые НПК «Грасис», обладают преимуществами как по сравнению с традиционными технологиями, так и по сравнению с конкурентными мембранными решениями: ● Доведение утилизации газа до 100%. ● Удаление из природного и попутного нефтяного газа сразу нескольких примесей в одном технологическом цикле, что не может обеспечить ни одна другая технология подготовки углеводородных газов. ● Работа в широком диапазоне давлений – от 0,3 до 10 МПа. ● Непревзойденные массогабаритные характеристики. ● Подготовленный газ для дальнейшего использования поступает практически без потери давления, что исключает необходимость дополнительного компримирования. ● Экологичность, т.к. не используются химические реагенты. ● Значительное повышение качества подаваемого на ГТЭС, ГПЭС топливного газа позволяет не только повысить выработку электроэнергии, но и ведет к уменьшению вредных выбросов при их работе.

● Производительность установок легко

настраивается в диапазоне от 5 до 100% от номинальной производительности путем включения/отключения части газоразделительных модулей, что особенно эффективно для месторождений с сезонными колебаниями сырьевого потока и/ или с падающей добычей. ● Возможна длительная работа установок с нагрузкой существенно выше номинальной с незначительным снижением качества подготовки газа. ● Низкие эксплуатационные затраты на обслуживание работы установки. ● Гарантируемый ресурс работы мембранных модулей, применяемых НПК «Грасис» выше, чем у модулей других производителей (особенно в средах с высоким содержанием тяжелых углеводородов и сернистых соединений).

Установка подготовки смеси природного и попутного нефтяного газа НПК «Грасис», подготовка газа до требования СТО «Газпром» 089-2010 (до требуемого остаточного содержания CO2 и N2)

Установки поставляются в транспортируемых модулях с комплексом средств и систем АСУ ТП, пожарной, газовой сигнализации и в максимальной заводской готовности, что существенно сокращает сроки и стоимость строительно-монтажных работ. Возможно изготовление мембранных установок на скидах для эксплуатации на открытых площадках, а также смешанный вариант исполнения. Еще одним из важных преимуществ является возможность работы мембранной установки в непрерывном режиме 365 дней в году без остановки на ППР. Мембранные установки подготовки газа НПК «Грасис» просты в эксплуатации, максимально автоматизированы и не требуют Oil&GasEURASIA

ОБОРУДОВАНИЕ

высококвалифицированного персонала для обслуживания. Применяемые в установках мембраны обладают широким температурным диапазоном эксплуатации, устойчивы к резким перепадам давления и температуры, не разрушаются под воздействием противодавления, не выходят из строя в случае случайного попадания в модуль конденсата.

Установка подготовки попутного нефтяного газа НПК «Грасис» до требований СТО «Газпром» 089-2010 (по содержанию сероводорода, ТТР по воде, у/в)

Помимо мембранных методов подготовки газа НПК «Грасис» осуществляет комплексные проекты подготовки и утилизации газа «под ключ». В таких проектах газоразделительные мембранные блоки могут использоваться совместно с другими технологиями. В частности, разработаны варианты применения мембранных блоков совместно с блоками НТК (низкотемпературной конденсации), различными блоками сероочистки. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Применение комплексных решений позволяет сохранить все присущие мембранной технологии преимущества и получить дополнительные: ● В большем количестве решаемых задач обеспечивается 100% утилизация газа, что означает решение экологических проблем, выполнение условий лицензионных соглашений – снижение сжигания газа на факелах вплоть до полного устранения. ● Значительное уменьшение и полное исключение применения таких реагентов как метанол при совместном использовании блока мембранной осушки газа и блока НТК; предварительный блок мембранной осушки позволяет не только исключить применение метанола (как ингибитора гидратообразования), но и на 30-50% снизить необходимую холодопроизводительность блока НТК, а также повысить выход подготовленного газа. ● Уменьшение габаритов и энергоемкости блоков традиционной подготовки газа; в случае применения мембранного блока после установки аминовой очистки от сероводорода возможно как уменьшение самого аминового блока, так и исключение устанавливаемого после него (по традиционной схеме) блоков щелочной доочистки и осушки и блока отбензинивания.

● Достигается значительная экономия

капитальных вложений и эксплуатационных затрат за счет оптимизации технологических решений. ● Становится возможным получение дополнительных товарных продуктов (например, стабильного конденсата). Мембранные установки подготовки газа НПК «Грасис» выпускаются на собственной производственной площадке, где осуществляется сборка оборудования, испытания, контроль качества и приемка на основе современных методов управления проектами в производстве. Это, в частности, позволяет осуществлять поставку оборудования и его ввод в эксплуатацию в срок 6-12 месяцев. Уровень системы производства НПК «Грасис» отвечает современным требованиям независимых аудиторских компаний, проводивших технический аудит и экспертдайтинг (отслеживание сроков и объемов изготовления оборудования и оценка рисков в выполнении требований заказов) для наших заказчиков.

Тел.:+7(495)777-77-34 info@grasys.ru www.grasys.ru

63

TANKS

ADVERTORIAL SECTION

Neftetank Provides Еffective Solutions for Field Fuel Depots «Нефтетанк» – выгодные решения организации полевых складов горючего

H

ydrocarbon production is shifting to undeveloped and remote regions of Russia, bringing up the issue of storage of petroleum products and fuel at distant locations. Generally, a producer needs at least six months to install metal tanks for storage of diesel fuel, which is used to power new facilities. In addition preliminary accommodation for the staff involved in tank construction should be provided, since field infrastructure is often lacking at that point.

The solution for optimizing such work was found five years ago, when Russia’s Neftetank company put stakes on the technological breakthrough in development of field fuel depots (FFD). Instead of metal, the company uses a composite material to build storage tanks and reservoirs. The same technique was applied in Soviet aerospace industry in the 1960s for manufacturing durable, wear-resistant, lightweight structures. Ultimately, new, high-tech flexible tanks for storing petroleum products and fuel emerged in the Russian market. Storage tanks are made from reinforced polymer and shaped into a leak-proof cushion-like envelope – the so-called “pillow tank.” Tank material for Neftetank is manufactured by Germany’s Mehler Texnologies GmbH, which uses a special formula and has over 60 years of experience in production of polymers and elastomeric material. The flexitanks themselves are manufactured at Neftetank’s plant in Solnechnogorsk outside Moscow.

Flexi-tanks had been manufactured before as well. In fact, producers are based all over the globe – in the United States, Canada, Germany, China, Australia and Russia. But Neftetank did find its niche, having done great work on adopting the technology to the difficult climate of Russian fields in Siberia and the Far North. “Making sure these tanks are frost-resistant was one of the most challenging tasks in developing the material,” Neftetank head of Development Dmitry Litovchenko said. “The development process was accompanied by rigorous tests. As a rule, similar products perform well in the upper temperature range; material properties usually change at subzero temperatures and following substantial temperature drops, especial-

64

П

о мере того как добыча углеводородов смещается в малоосвоенные и труднодоступные регионы России, все большую остроту приобретают вопросы хранения нефтепродуктов и топлива в условиях удаленных месторождений. Для того чтобы установить металлические резервуары для хранения дизельного топлива, обеспечивающего работу новых объектов, требуется примерно полгода. Предварительно требуется наличие условий для размещения персонала, участвующего в строительстве – инфраструктура на месторождениях в это время также обычно находится в процессе создания. Решение, позволяющее оптимизировать организацию работ на новых месторождениях было найдено, когда пять лет назад российская компания «Нефтетанк» сделала ставку на технологический прорыв в создании полевых складов горючего (ПСГ). Вместо металла для изготовления резервуаров и цистерн, было предложено использовать композиционный материал, подобно тому, как это было сделано в авиакосмической отрасли в 1960-е годы для изготовления прочных, износостойких и при этом легких конструкций. Так на российском рынке появились высокотехнологичные мягкие резервуары для хранения топлива и нефтепродуктов, изготовленные из армированного полимера и представляющие собой герметичную оболочку подушечной формы – нефтетанки. Материал резервуара изготавливается по специально разработанной для «Нефтетанка» рецептуре немецкой фирмой Mehler Texnologies GmbH, обладающей более чем 60-летним опытом в области производства полимеров и эластомеров, а сами нефтетанки производятся на заводе в Солнечногорске. Мягкие резервуары производились и ранее. Среди поставщиков на российский рынок − фирмы из США, Канады, Германии, Китая, Австралии, России. Но именно в компании «Нефтетанк» была проделана огромная работа по адаптации технологии к климатическим условиям российских месторождений Сибири и районов Крайнего Севера. «Одной из наиболее сложных задач при разработке материала для нас явилось обеспечение его морозостойкости, – рассказывает Дмитрий Литовченко, руководитель отдела развития ООО «Нефтетанк». – Процесс создания сопровождался длительными испытаниями. Аналоги продукции, в основном, хорошо работали в верхнем температурном режиме, но Oil&GasEURASIA

РЕЗЕРВУАРЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ly during long-term storage,” explains в условиях отрицательных температур и больших переRupture seam / Шов на разрыв the expert. In 2013, Neftetank patented падов температуры, особенно при долгосрочном хранеa frost-resistant flexi-tank suitable for нии, свойства менялись». В прошлом году «Нефтетанк» long-term operation. Its operating temполучил патент на морозостойкий мягкий резервуар: Seam perature ranges between +60 C to -60 C. температурный режим эксплуатации охватывает диапашов Key benefits also include the option for зон от +60 до -60 °C. Среди других важных свойств отметим возможность продолжительной эксплуатации и в continuous operation in seismic zones Liquid условиях сейсмической активности, которой зачастую that are often characteristic of remote pressure характеризуются удаленные регионы добычи. Материал fields. The material boasts high strength Давление жидкости отличается высокой прочностью, стойкостью к истираand is resistant to abrasion and the нию и воздействию вещества хранения и внешних факstored substance, as well as to exterторов: воды, влаги, УФ-излучения, бактерий. «Мы готоnal factors – water, moisture, UV radiвы выпускать только качественную продукцию, поскольation, bacteria. “We are ready to manuку сотрудничаем с ведущими российскими компаниями, facture only high-quality products, since такими как „Газпром“, „ЛУКОЙЛ“, „Стройгазконсалтинг“ our partners include Russia’s leading Sheared seam / Шов на сдвиг и другими», – говорит Литовченко. companies such as Gazprom, LUKOIL, Собственной разработкой компании является как Stroigazkonsalting and others,” says материал, так и технология изготовления нефтетанLitovchenko. ков. В «Нефтетанке» для изготовления мягких резервуBoth material and manufacturing tech- Double seam аров была выбрана, усовершенствована и запатентоnology for flexi-tanks are Neftetank’s Двойной шов вана технология «двойного шва на сдвиг», удваиваюproprietary developments. Neftetank щая надежность сварки полотен материала (см. рис.). specialists had selected, improved and Liquid Дополнительно снижает нагрузку на швы и специальный patented a “sheared double seam” techpressure раскрой оболочек. «Только технология “двойного шва nology, which doubles the reliability of Давление жидкости на сдвиг” способна обеспечить прочность шовных соеwelding (see Fig.). Proprietary nestдинений равную прочности самого материала», – комing pattern also reduces the load on the ментирует Литовченко. По оценкам специалистов, прочseams. “Only the ‘sheared double seam’ ность швов на сдвиг более чем в 10 раз превосходит technology can ensure that the strength прочность швов на разрыв. Оборудование для реализаat the seams matches the strength ● The sheared seam ensures a continuous ции технологии произведено в Швейцарии. of material itself,” says Litovchenko. high-stability double seam throughout the Объем нефтетанков достигает 250 м3, что позволяAccording to experts, shear resistance is tank’s perimeter, while the proprietary nesting ет организовывать из них ПСГ емкостью в тысячи тонн. over 10 times greater than the resistance pattern reduces the load on the side surface Вес резервуара составляет всего лишь 750 кг, и это to rupture. The company purchased the seams where the load is highest значительное конкурентное преимущество в сравнеmanufacturing equipment in Switzerland. ● Шов «на сдвиг» позволяет делать нии с металлическими аналогами; стальной резервуThe flexi-tanks volume of up to 250 двойной беспрерывный стабильный шов ар вместительностью 200 м3, например, весит 13 т. На cubic meters provides clients with на протяжении всей длины резервуара, а практике это означает, что несколько мягких резервуаthe ability to set up field fuel depots of технологический раскрой позволяет снять ров можно перевезти на обычной грузовой «Газели». А thousands of tons. Weight of the tank нагрузку со швов на торцевых поверхностях полное разворачивание резервуара бригадой из шести is only 750 kilograms – this is a sigрезервуара, так как именно на эти области человек с подготовкой его к наполнению занимает nificant competitive advantage comприходится максимальная нагрузка всего лишь 10 минут! pared to metal-made tanks (for examВажным аспектом является то, что компания ple, 200-cubic-meter steel tanks weigh 13 tons). In practical terms, this means that several flexi-tanks can be loaded «Нефтетанк», являясь производителем и поставщиком готовой продукции, onto a medium-sized lorry. Moreover, full deployment of the tank and getting it также выполняет проекты по оперативной организации и разворачиванию полевых складов горючего «под ключ». ready for a fill-up by a six-man crew takes only 10 minutes! В условиях зимних полевых сезонов, когда о необходимости организаImportantly, Neftetank provides a full scope of services rather than being just a manufacturer and supplier of the finished product – the company also ции складов горючего зачастую вспоминают в последний момент, компания «Нефтетанк» готова работать в условиях «здесь и сейчас», поскольку всегда executes turnkey projects to erect field fuel depots.

In the context of winter seasons in the field, when a field manager often располагает более чем 20 000 м3 складского запаса материала для изготовлеstarts thinking about the issue of setting up fuel depots at the last minute, ния нефтетанков, а также уже произведенными и готовыми к незамедлительNeftetank is ready to work “right here and right now” – the company always ной отправке заказчику емкостями наиболее популярных объемов. За пять лет работы на рынке, усилия «Нефтетанка» по продвижению новых has more than 20,000 cubic meters of stocked material for flexi-tanks, as well технологий хранения нефтепродуктов и топлива были по достоинству оценеas reservoirs of the most popular capacities ready for immediate shipment.

Neftetank has been in the market for five years, and its efforts to promote ны ведущими нефтяными компаниями отрасли. С 2012 по 2014 годы компаnew technology for petroleum products and fuel storage are appreciated today ния выиграла более чем 95% отраслевых тендеров. По предварительным эксby leading oil producers. From 2012 to 2014, the company won more than 95 пертным оценкам по состоянию на начало 2014 года «Нефтетанк» обеспечил percent of industry tenders. By early 2014, Neftetank has ensured quality stor- хранение более 500 000 м3 нефтепродуктов. О преодолении консерватизage for over 500,000 cubic meters of petroleum products, preliminary expert ма в отрасли свидетельствует и то, что за мягким полимерным резервуаром, estimates say. The best sign of overcoming conservatism in the industry is that предназначенным для хранения нефтепродуктов и горюче-смазочных матеthe term “neftetank,” describing a flexible polymer reservoir for storing petro- риалов с подачи компании прочно закрепилось название «нефтетанк», котоleum products and fuel, has already found its way into oilmen’s vocabulary and рое сегодня широко употребляется нефтяниками и внесено в «Википедию» на русском языке. has its own entry in the Russian-language edition of Wikipedia. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

65

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

MONITORING

Мониторинг транспорта из «облака»

С

егодня спутниковые системы навига- пературу в рефрижераторе, время разции уже не просто помогают пользова- грузки и погрузки, манеру езды водителя. телю прокладывать маршрут и ориен- Сформировался рынок навигационно-телетироваться на местности, они оптимизируют матических услуг. Это молодой, но очень бизнес-процессы, в которых задействован перспективный рынок. Сейчас на рынке растранспорт. Системы обеспечивают реше- тет популярность облачных сервисов на базе ние основных задач, которые возникают у каждого предприятия: сокращение эксплуатационных затрат, повышение эффективности работы транспорта и качества транспортных услуг, обеспечение безопасности перевозок. В режиме онлайн теперь можно отслеживать перемещение автотранспорта автопарков любых размеров. Спутниковые системы навигации позволяют контролировать расход ГСМ, тем- ● Облачный сервис Omnicomm Online

66

технологий ГЛОНАСС/GPS и многие автопарки обратились к «услугам из облаков». На примере облачного сервиса Omnicomm Online рассмотрим принцип работы многофункциональных спутниковых систем мониторинга транспорта. Сервис веб-мониторинга транспорта Omnicomm Online позволяет пользователям осуществлять мониторинг транспорта и подвижных объектов из любой точки мира и через любое устройство, имеющее доступ к сети Интернет. Omnicomm Online обладает всеми возможностями современных систем мониторинга транспорта, но не требует установки на ПК и обучения сотрудников его обслуживанию. Сотрудники автопарков освобождаются от вопросов технического содержания серверов – сервера системы размещаются в дата-центре Oil&GasEURASIA

МОНИТОРИНГ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Бортовой терминал

Оmnicomm Profi

Omnicomm и круглосуточно находятся под наблюдением квалифицированных специалистов. Сервис Omnicomm Online обладает всеми возможностями, присущими современным системам мониторинга транспорта: позволяет отслеживать местоположение и состояние транспортных средств в режиме реального времени, производит анализ и обработку поступающих данных, а также формирует отчеты с учетом параметров, определяющих эффективность использования транспорта. Среди анализируемых параметров: пробег и маршрут движения, поступление и расход топлива, время работы и простоев техники, а также режимы работы двигателя и оборудования. Кроме того, система автоматически отслеживает соблюдение заданных параметров и сигнализирует пользователю при обнаружении отклонений – например, таких как выход за разрешенную терриНефть и ГазЕВРАЗИЯ

торию в рабочее время. Omnicomm Online имеет универсальный интерфейс для интеграции с системами учета и управления на базе 1C, позволяющий передавать все данные об использовании транспорта. При всей функциональности система Omnicomm Online проста в освоении, что является важным фактором при внедрении системы мониторинга транспорта – возможности системы используются практически сразу после начала ее работы и положительный экономический эффект проявляется быстрее. В разных отраслях, как правило, востребованы функции, которые больше всего соответствуют специфике предприятия – организации, выполняющие рейсовые перевозки пассажиров, чаще всего обращают внимание на контроль выполнения маршрутов, грузоперевозчики по-прежнему в первую очередь интересуются контролем расхода ГСМ, строительные и добывающие предприятия – автоматическим учетом выполненной работ. И, что интересно, несмотря на обилие возможностей в любых компаниях наиболее часто по-прежнему используются самые простые и понятные диспетчеру функции – поиск автомобиля на карте и вывод истории движения.

Востребованность облачного сервиса среди компаний-пользователей растет и это доказывает, что модель получения «услуг из облаков» выгоднее для клиента и его бизнеса.

Преимущества Omnicomm Online: ●

доступ к системе может осуществляться из любой точки мира – для этого нужен только браузер и подключение к сети Интернет; ● упрощается процесс установки системы мониторинга – специалисты освобождаются от вопросов содержания и технического обслуживания серверов; ● заметно снижается стоимость внедрения системы на предприятии – отсутствуют расхода на приобретение программного обеспечения, диспетчерских и серверных компьютеров, обучение и оплату труда администраторов и технических специалистов; ● повышается степень доступности системы мониторинга – сервера Omnicomm Online размещаются в датацентре Omnicomm и круглосуточно обслуживаются квалифицированными специалистами. Все компоненты системы, как аппаратные так и программные, а также каналы связи и энергопитания, полностью резервируются.

67

PUMPS

ADVERTORIAL SECTION

New Technology for Pumping Wellbore Fluids Новые технологии перекачки продукции скважин Evgeniya Semykina, Egor Kutischev

F

or seven years, Rosscor’s Moscow rep office has been cooperating closely with Promhim-Sfera in joint projects promoting Rosscor equipment among Russian oil companies. We receive numerous requests from our customers regarding the possible application of multiphase pumps for various conditions of operation. We work with specialized institutes and offices of oil companies; we demonstrate to our potential customers the advantages of application of new technology, set up workshops and training courses on multiphase pumping. The result of our activity is supply of the equipment, which fully meets customers’ expectations and operates reliably, in compliance with requirements in a particular field. Our first joint project was delivery of a complete multiphase system package to Salym Petroleum Development (SPD) in 2008. The project was executed within a very short period, factoring in all of SPD’s demands in regard to equipment and terms of delivery. Later, several joint deliveries were made to Slavneft-Megionneftegaz (three full-package systems), to BashneftPolyus (the first stage) and others. Currently, we are developing several gas compressor projects for Russia-based customers.

Field of Application of Multiphase Pumping Technology

Евгения Семыкина, Егор Кутищев

В

течение семи лет московское представительство Rosscor тесно сотрудничает с компанией ЗАО ПКФ «Промхим-Сфера» в области совместных проектов по популяризации среди российских нефтяных компаний оборудования Rosscor. Мы получаем от заказчиков много запросов о возможности использования мультифазных насосов для различных условий применения. Ведется работа с профильными институтами, представительствами нефтяных компаний; показываем своим потенциальным заказчикам выгоды использования новых технологий, проводим семинары и обучение по применению мультифазной перекачки. Результатом деятельности является поставка оборудования, полностью соответствующего ожиданиям заказчика и надежно работающего в соответствии с требованиями конкретного месторождения. Первым совместным проектом стала поставка полнокомплектной мультифазной системы в адрес «Салым Петролеум Девелопмент» в 2008 году. Проект был реализован в кратчайшие сроки, в нем были учтены все пожелания нефтяной компании к оборудованию и к условиям поставки. В дальнейшем последовали несколько совместных поставок в компании ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (три полнокомплектные системы), в компанию ООО «Башнефть-Полюс» (первая очередь) и прочие. Также ведется разработка нескольких газокомпрессорных проектов для заказчиков в России.

As known, during oil production the formation pressure, which forc- Область применения мультифазных технологий es oil well fluid to rise to the wellhead, starts to drop over time. The перекачки Как известно, при добыче нефти пластовое давление, заставляюpressure drop results in an increase of the volume of free gas and also liberates gas previously dissolved in oil. Both phenomena limit the vol- щее скважинную продукцию подниматься к устью скважины, по проume of oil coming to the surface. Oil well fluid is a multiphase flow, i.e. шествии времени падает. Снижение давления приводит к увеличению a flow consisting of two or more phases, one being gas and at least объема свободного газа, а также к выделению из нефти газа, ранее one being liquid. This complicates flow rate control and assurance of находившегося в растворенном состоянии. Оба явления ограничивают non-interruptible delivery of the oil well fluid due to the complex char- объем нефти, поступающей на поверхность. При этом скважинная проacter of the multiphase media flow, and also to the presence of admix- дукция представляет собой многофазный поток, то есть поток состояtures and contaminations (sand, salts, sulphur, paraffin, etc.), carried щий из двух или более фаз, из которых одна – газ, и как минимум одна up with the flow from the well. Before the 1990s, multiphase oil well – жидкость. Это затрудняет управление расходом и обеспечение бесперебойной подачи скважинной fluid was usually divided into liquid продукции в связи со сложным and gaseous phases by field sepaхарактером течения многофазных rators. Gas was either flared in case сред, а также наличием примесей of low quality or lack of possibility и загрязнений (песка, солей, серы, to sell it or utilize it, or delivered to парафинов и т. п.), выносимых с the central collection point, which потоком из скважины. До 1990required a separate pipeline and х годов многофазную скважинcompressor (moreover, a similar ную продукцию обычно разделяpipeline and a pump were provided ли в промысловых сепараторах на for the liquid phase). Both options жидкую и газовую фазу. При этом were branded as environmentally газ либо сжигали на факеле при harmful, and that is why a new type низком качестве, отсутствии возof pumping equipment was eventuможности сбыта или использоваally designed – multiphase pumps. ния газа, либо направляли на ценMultiphase pumps are required тральный пункт сбора скважинной for pumping oil well fluid without продукции, для чего требовалpreliminary treatment. The pump ся отдельный трубопровод и комactually operates under abnormal ● Traditional production pumping flow diagram прессор (кроме того, аналогичный conditions all the time, as pressure, ● Традиционная схема перекачки продукции

68

Oil&GasEURASIA

НАСОСЫ temperature and composition of the oil well fluid vary over a very wide range. Use of these pumps not only makes it possible to avoid gas flaring and reduce the adverse environmental impact, but also reduces well back pressure, which facilitates operation of the oil-gathering equipment and as a result boosts output. Another advantage of this actual breakthrough technology is that the energy of the pumped substance is increasing, which results in an increase of the velocity of its movement along the pipeline; this prevents deposition of solids and formation of gas blocks. If relative gas volume in the injection systems often or permanently exceeds 50 percent, one should think about a multiphase system. Therefore, multiphase systems are mostly used at production units, and also at storage terminals and oil refinery plants.

At the production unit, multiphase systems provide additional hydraulic horsepower for the pumping of non-treated process streams in order to increase the flow rate at large distances and create the possibility for higher pressure differentials and longer delays to separation. This significantly reduces capital expenditures due to the lower demand for equipment at the wellhead, no need for separators, gas compressors, gas flaring, tanks, separate hydraulic pumps and steam trapping systems; all this results in a smaller amount of the necessary facilities and lower cost of construction. The system also reduces operational costs and improves the productivity by maintaining stable underpressure at the wellhead. In addition, thanks to less equipment at the wellhead, the demand for inspection and maintenance decreases significantly. Environmental benefit comes from the absence of gas flaring, significantly lower leakage risk and smaller equipment footprint area, which reduces environmental impact.

The multiphase pumping equipment is the optimal choice for wellstream pumping under severe climatic conditions or complicated environment.

Brief Description of Rosscor Pumping Systems Rosscor, which is owned by Colfax Fluid Handling, is a global supplier of multiphase pumping equipment and other high-technology systems for fluid pumping in the oil and gas industry. Having pioneered the manufacture of multi-phase pumping equipment about 20 years ago, Rosscor designed the first completely integratable turnkey system of this type of equipment. Today, Rosscor is the leader in this field – more than 200 systems are installed all over the world, with 70 of them in Russia and CIS countries. The Rosscor equipment is used virtually by all major oil producers, such as LUKOIL, Rosneft, Gazprom Neft, Slavneft, etc. Rosscor’s distinctive feature is that the company is focused on complete pumping stations (in containerized modules),

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Multiphase pumping flow diagram ● Мультифазная схема перекачки

трубопровод и насос предусматривался для жидкой фазы). Оба варианта были признаны вредными для окружающей среды, поэтому была разработана новая разновидность перекачивающего оборудования – многофазные насосы. Многофазные насосы необходимы для перекачивания скважинной продукции без предварительной очистки и подготовки. При этом насос практически постоянно работает в нештатных условиях, поскольку давление, температура и состав скважинной продукции меняются в очень широких пределах. Применение таких насосов не только позволяет избежать сжигания газа и уменьшить негативное влияние на окружающую среду, но и уменьшает противодавление на скважины, облегчая работу предшествующего нефтесборного оборудования, и таким образом увеличивает добычу. Дополнительное преимущество этой поистине революционной технологии заключается в повышении энергии перекачиваемой среды, что увеличивает скорость его движения по трубопроводной сети, что препятствует осаждению твердых частиц и образованию газовых пробок. Если относительный объем газа в системах нагнетания часто или постоянно превышает 50%, следует подумать о многофазной системе. В связи с такой динамикой многофазные системы в основном применяются на добывающих установках, а также на перевалочных базах и нефтеперерабатывающих заводах. На добывающей установке многофазные системы обеспечивают дополнительную гидравлическую мощность для перекачивания необработанного технологического потока, чтобы увеличить скорость потока на больших расстояниях и создать возможность для больших перепадов давления и более длительных оттяжек до сепарации. Это существенно снижает капитальные расходы благодаря уменьшению потребности в оборудовании в устье скважины, отсутствию потребности в сепараторах, газовых компрессорах, сжигании газа, резервуарных емкостях, отдельных гидравлических насосах и установленных на площадке пароуловительных системах, благодаря чему сокращается количество необходимых сооружений и стоимость строительства. Система также сокращает эксплуатационные расходы и повышает производительность, создавая ● Standard arrangement of multiпониженное стабильное давлеphase system including three pumpние в устье скважины. Кроме ing units того, благодаря уменьшению ● Типовое исполнение количества оборудования в мультифазной системы из трех устье значительно сокращаетнасосных агрегатов ся потребность в обслужива-

69

PUMPS

ADVERTORIAL SECTION

● Test assembly of the multiphase station modules at the plant prior

to their shipment ● Тестовая сборка модулей мультифазной станции на заводе

перед отгрузкой

нии и проверке. Польза для окружающей среды заключается в отсутствии необходимости сжигания газа, значительном снижении риска утечки и меньшей площади оборудования, что сокращает вмешательство в естественную среду. Многофазное насосное оборудование – идеальный выбор для перекачки продукции скважин в суровых климатических условиях или сложной экологической среде.

Краткое описание насосных систем Rosscor

which can be quickly installed and are designed according to customers’ individual requests. In other words, prior to delivery of a full set of equipment, customers have the opportunity to complete all necessary construction work, build onsite infrastructure and put the pumping system into operation quickly after its delivery with the help of Rosscor specialists.

The Rosscor/Colfax Fluid Handling multiphase system has a modular design, so you can adapt it in accordance with the requirements

Компания Rosscor, принадлежащая Colfax Fluid Handling, – мировой поставщик многофазного насосного оборудования и других высокотехничных систем для перекачивания флюидов в нефтегазовой отрасли. Став первопроходцем в области многофазного насосного оборудования около 20 лет тому назад, компания Rosscor разработала первую полностью интегрируемую систему многофазного насосного оборудования под ключ. Сегодня компания Rosscor является лидером в этой области – по всему миру установлено более 200 насосных систем, из них свыше 70 – в России и СНГ. Оборудование Rosscor работает практически во всех основных нефтедобывающих компаниях, таких как «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Газпром нефть», «Славнефть» и др. Отличительной особенностью Rosscor является то, что компания сфокусирована на полнокомплектных насосных станциях (в блок боксах), которые быстро устанавливаются на месте и разработаны полностью в соответствие с индивидуальными потребностями заказчика. То есть, еще до доставки комплектного оборудования, у заказчика есть возможность провести весь комплекс строительных работ, обеспечить инфраструктуру на площадке и с участием специалистов компании Rosscor в кратчайшие сроки провести запуск насосной системы в эксплуатацию после получения оборудования. Многофазная система Rosscor / Colfax Fluid Handling имеет модульную конструкцию, поэтому вы можете приспосабливать ее в соответ-

Total composition of the multiphase pumping station package Общий состав комплекта мультифазной насосной системы

70

Pump modules / Насосные модули

Power module / Модуль питания

● Inlet flange / sieve filter ● Входной фланец / сетчатый фильтр ● Two-screw pump assembly / primary drive, gas or electric motor ● Комплекс двухвинтового насоса / первичный привод, газовый или электрический двигатель ● Pipeline with valves ● Трубопровод с клапанами ● Outlet flange ● Выходной фланец

● Power transformer with primary and secondary safety system ● Силовой трансформатор с первичной и вторичной системой защиты ● Diesel-engine generator with auxiliary equipment ● Дизель-генератор со вспомогательным оборудованием ● Gas generator with all auxiliary equipment ● Газогенератор со всем вспомогательным оборудованием ● Single or double version ● Одинарное или двойное исполнение

Power distribution and control unit / Блок распределения питания и управления ● Power distribution and protection of pump and motors ● Распределение питания и защита насоса и двигателей ● Variable speed drives ● Приводы с регулируемой скоростью ● PLC-based special system of protection and control ● Специальная система защиты и управления на базе ПЛК ● Operator’s interface unit with trend analysis capability ● Блок операторского интерфейса с возможностью анализа тенденций ● Fire and gas alarm module ● Блок пожарной и газовой сигнализации ● Remote control unit ● Устройство дистанционного контроля

Oil&GasEURASIA

НАСОСЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Characteristics of the offered models Характеристики предлагаемых моделей System type / Тип изделия

Maximum flow rate, bpd (m3/h) / Макс. скорость потока, баррели в сутки (м3/ч)

Maximum pressure, psi (bar) / Макс. давление, фунты на кв. дюйм (бары)

MR 150

13‚800-27‚600 (90-185)

370-490 (25-40)

MR 200

25‚680-50‚400 (170-335)

370-490 (25-40)

MR 250

58‚080-162‚960 (385-1‚080)

370-490 (25-40)

MR 350

105‚600-211‚200 (700-1‚400)

370-490 (25-40)

MR 400

400,000 (2,700)

370-490 (25-40)

and conditions in various fields ствии с требованиями и условиями разof application. Additionally, личных областей применения. Кроме Rosscor/Colfax Fluid Handling того, многофазные системы Rosscor / multiphase systems can be Colfax Fluid Handling можно устанавлиinstalled in parallel, to form an вать параллельно для создания дополadditional stream outside of the нительного потока вне отдельных устаexisting units. новок.

An extra-strong two-screw Основой многофазной насосной multiphase pump with a reliсистемы Rosscor является высокоable drive and control system прочный двухвинтовой многофазный is the basis of the multiphase насос с надежной системой привода, pumping system Rosscor. In управления и контроля. В качестве приmost cases, an electric motor вода в большинстве случаев используis used as a drive, but there is ется электродвигатель, а также имеетalso the track record of manся опыт производства насосных агреufacturing pumping units with гатов с газопоршневыми двигателями. gas reciprocating engines. The Скорость вращения каждого привода speed of each drive is regulated регулируется с помощью частотных with the help of frequency conпреобразователей, что позволяет подverters, which makes it possiдерживать заданное/требуемое давлеble to maintain the set/required ние на приеме системы. Компьютерная pressure at the system intake. система управления обеспечивает The computer control system оптимальные режимы работы оборуensures optimum modes of the дования, защиту от повреждений в слуequipment operation, damage чае нештатных ситуаций, сбор и переprevention in case of abnormal дачу всех параметров работы систеsituations, collection and transмы на верхний уровень заказчика. fer of all parameters of the sysНеобходимо отметить, что системы tem operation to the top level Rosscor изначально спроектированы of the customer. It is necessary как автономные и требуют минимальto mention that Rosscor sysного участия операторов. tems are originally designed Таким образом, модульные систеas autonomous systems and ● Rosscor/Colfax multiphase pump мы Rosscor покрывают весь диапаrequire minimal operator’s par- ● Многофазный насос Rosscor / Colfax зон требуемой производительности – ticipation. от минимальной до тех объемов, когда Thus, modular Rosscor systems cover the whole range of required уже необходимо и целесообразно применение традиционных способов capacity – from minimal to the volumes that require application of tra- перекачки продукции (сепарация). ditional methods of production pumping (separation). Остается добавить, что все поставляемое оборудование, произведеWe need to add that all supplied equipment is made in Europe and in но в Европе и в США, в полном соответствии с требованиями, предъявthe U.S. in full compliance with requirements of Russian companies and ляемыми Российскими компаниями и стандартами РФ. Мультифазные local standards. Multiphase systems and their components are furnished системы и их компоненты обеспечены всей необходимой разрешиwith all necessary permits and operational documentation required for тельной и эксплуатационной документацией, требуемой для ввода в commissioning and operation on the territory of Russia. эксплуатацию и для работы на территории РФ.

Promhim-Sfera ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера» info@promhim-sfera.ru Phone/Fax / Т./ф: +7 495 644 4633

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Colfax Fluid Handling / Rosscor http://www.colfaxfluidhandling.com/ info@rosscor.ru /+7 495 981 5512 info@rosscor.nl/ +31 74 256 1515 info@colfaxcorp.com/ +1 704 289 6511

71

POWER GENERATION

ADVERTORIAL SECTION

Motor Sich’s Advanced Developments Перспективные разработки АО «МОТОР СИЧ» Motor Sich President Vyacheslav Boguslayev Президент АО «МОТОР СИЧ» Вячеслав Богуслаев

M

otor Sich is a versatile, multibusiness and high-tech company whose main products are aero engines of various purpose and power. At present, our company pays great attention to development of the helicopter manufacture. Besides, our company is developing and manufacturing mobile gas turbine power generating sets about 50 years.

Vast experience in the field of gas turbine machinery made it possible to diversify manufacture and strengthen our position in the market of the power generating equipment due to manufacture of the gas pumping units (GPU) of new generation, gas turbine drives (GTD), as well as gas turbine power generating sets (GTPGS) and gas turbine units (GTU), first of all for the needs of the oil and gas industry and electric power industry.

Versions of the upgraded power generating set PAES-2500 that are manufactured today are located at the level of the best models by main indices and exceed many of them by mobility, quality of generated energy and by weight dimension characteristics.

And our company is continuously keeping a close watch on operation of the power generating sets at the operators’ and is upgrading them in case of necessity. For example there were used: 1. The GTE-МS-2.5 gas turbine drive featuring higher reliability (TBO is 25,000 hours) and cost effectiveness (efficiency is 24 percent), which includes the following: ● Reduction gear box (RS-12/3) with lower vibration and strengthened design; ● Shafting with overload friction clutch; ● Set of the gas control equipment, which is made on a modern hardware components and has improved ergonomic layout (without the use of separate unit of the gas control equipment); ● Improved lubrication system (oil filtering purity is 10 μm); ● Engine mount facilitating alignment and replacement of the engine.

2. Synchronous generator with modern brushless excitation system (versions for 10.5 kV and 6.3 kV), which is protected with generator digital protection unit manufactured by General Electric, which meets requirements of the existing rules and is compatible with the modern automatic control and monitoring system.

3. Automatic control and monitoring system is made on the basis of up-todate microprocessor technology, thereby providing required high level of automation (3rd degree of automation).

4. Multipurpose (universal for power generating sets of all powers manufactured by Motor Sich) high-voltage unitized switchgear, which is made on the basis of up-to-date hardware components and has smaller number of cabinets

● GTE-МS-2.5 gas turbine drive ● Газотурбинный привод ГТЭ-MC-2,5

72

А

кционерное общество «МОТОР СИЧ» – разноплановое, многопрофильное наукоемкое предприятие, основным видом продукции которого являются авиационные двигатели различного назначения и мощности. В настоящее время большое внимание уделяется развитию вертолетного производства. Кроме этого, уже около 50 лет предприятие занимается разработкой и изготовлением мобильных газотурбинных электростанций. Богатый опыт в области газотурбинного машиностроения позволил диверсифицировать производство и укрепить свои позиции на рынке энергетического оборудования за счет изготовления газоперекачивающих агрегатов (ГПА) нового поколения, газотурбинных приводов (ГТП) и газотурбинных электростанций (ГТЭ) и установок (ГТУ), в первую очередь для нужд нефтегазовой и энергетической промышленности. Выпускаемые сегодня модификации модернизированной электростанции ПАЭС-2500 по основным показателям находятся на уровне лучших образцов, а по мобильности, качеству генерируемой электроэнергии и габаритно-весовым характеристикам превосходят многие из них. Предприятием постоянно отслеживается работа электростанций в эксплуатации и, при необходимости, проводится их доработка. Так, были применены: 1) газотурбинный привод ГТЭ-МС-2,5, обладающий повышенными надежностью (межремонтный ресурс – 25 000 часов) и экономической эффективностью (К.П.Д. – 24%), в который входят: ● редуктор (РС-12/3) уменьшенной виброактивности и усиленной конструкции; ● валопровод с фрикционной предохранительной муфтой; ● комплект газорегулирующей аппаратуры, выполненный на современной элементной базе и имеющий улучшенную эргономичную компоновку (без применения отдельного блока газорегулирующей аппаратуры); ● улучшенная система смазки (чистота фильтрации масла – 10 мкм); ● подвеска двигателя, обеспечивающая простоту центровки и замены привода; 2) синхронный генератор с современной бесщеточной системой возбуждения (исполнение 10,5 кВ и 6,3 кВ), для защиты которого применен цифровой блок защиты генератора производства фирмы General Electric, удовлетворяющий требованиям действующих правил и совместимый с современной системой автоматического управления и контроля; 3) система автоматического управления и контроля, выполненная на базе современной микропроцессорной техники, позволяющей обеспечить требуемый высокий уровень автоматизации (3-я степень автоматизации); 4) универсальное (единое для электростанций производства АО «МОТОР СИЧ» всех мощностей) высоковольтное комплектное распределительное устройство, выполненное на современной элементной базе и имеющее меньшее количество шкафов (два, вместо ранее используемых трех), а также система электропитания собственных нужд электростанции; 5) использование современных систем безопасности (автоматического газового пожаротушения, виброконтроля и контроля уровня загазованности) и систем шумоглушения всасывания и выхлопа; 6) центральный пульт дистанционного управления до шести ПАЭС-2500 (как опция). В первом квартале 2014 года запланировано завершение изготовления и выполнение приемо-сдаточных испытаний двух газотурбинных электростанций «Мотор Сич ПАЭС-2500Г-Т6300» с полуприцепом-фургоном ВАРЗ-НПО 3012, имеющий усиленную несущую раму и кузов из сэндвич-панелей.

Oil&GasEURASIA

ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (two cabinets instead of three ones used before), as well as auxiliary power supply system for needs of the power generating set.

5. Use of up-to-date safety systems (of automatic gas fire extinguishing, vibration monitoring and monitoring of gas pollution level) as well as the intake and exhaust noise absorbing systems.

6. Remote control for up to six PАES-2500 power generating sets (as an option).

In the 1st quarter of 2014, it is planned to complete manufacture and final acceptance testing of two Motor Sich PАES-2500G-Т6300 gas turbine power generating sets with the VАRZ-NPО 3012 semitrailer-van having strengthened load-carrying frame and body made of sandwich panels.

In addition, the engineering development model of the dual-fuel Motor Sich PАES-2500D gas turbine power generating set is manufactured and under preparation for testing. This power generating set is able to be operated either on gaseous or liquid fuel or on their mixture with transition from one fuel type to another one – automatically or by the operator command without unloading or shutting down of the power generating set.

Motor Sich JSC designed the EG 1000МS modular portable gas turbine power generating set having power of 1,000 kW. Modular design and conveniences during transportation and operation anticipate this power generating set irreplaceable for supplying power to the objects of the oil and gas industry, agro-industrial complexes and other branches of the national economy. High rate of automation and drive efficiency, maintaining of rated power to a temperature of +27 С are attractive for wide range of customers. The power generating set is able to operate within a temperature range of –50 С to +50 С on gaseous fuel either on isolated load or in parallel and ensures high quality of the generated energy and high ecological indices.

In the short term, it is planed to develop the EG1000-01МS gas turbine power generating set for emergency power supply. Its mobility and complete independence anticipate this power generating set irreplaceable for supplying power and heat to the objects of the national economy under extreme conditions.

The Motor Sich EG-6000Т-Т10500-3VNМ1UkHL1 power generating set, which is a base model for the power generating sets having power of 6 and 8 MW hold a specific place among the modular portable power generating sets of new generation. This power generating set has various climatic versions and is designed for generation of voltages of 6.3, 10.5 and 13.8 kV at frequency of 50 or 60 Hz. The main advantages are as follows: small weight and overall dimensions, modular design, which makes it possible to transport it by any mode of transportation to the farthermost points of the world, to install and bring it into operation within the shortest possible period of time. The power generating set possesses high rate of automation, reliability and durability. It is able to operate at isolated load or in parallel to the grid or other power generating sets of the similar class. Design of the power generating set makes it possible to operate it in co-generation cycle, which increases its combustion efficiency essentially and in some cases to 80 to 90 percent.

Based on the accumulated experience, designing of the Motor Sich GTE-6 gas turbine power generating plant of higher competitiveness will be completed this year. One of the main distinguishing features of this plant is its furnishing with generator for 1,500 rpm manufactured by Siemens company and possibility to generate voltage of 6,300 V and 10,500 V. The next innovation is the fact that all versions of the gas turbine plants manufactured since 2014 may be provided (at сustomer’s request) with dual-

● PAES-2500 ● ПАЭС-2500

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

●

Mobile modular power plant EG 6000 ● Блочно-транспортабельная электростанция ЭГ 6000

Кроме того, завершено изготовление и начата подготовка к испытаниям опытного образца двухтопливной газотурбинной электростанции «Мотор Сич ПАЭС-2500Д», которая может работать на газообразном или жидком топливе, а также на их смеси, с возможностью перехода с одного вида топлива на другое – автоматически или по команде оператора, без снятия нагрузки и останова электростанции. АО «МОТОР СИЧ» разработана блочно-транспортабельная газотурбинная электростанция ЭГ 1000МС мощностью 1 000 кВт. Блочная конструкция, удобства в транспортировке и эксплуатации, делают данную электростанцию незаменимой для энергоснабжения объектов нефтяной, газовой промышленности, агропромышленных комплексов и других отраслей народного хозяйства. Высокие степень автоматизации и экономичность привода, поддержание номинальной мощности до температуры +27 °С – эти свойства привлекают широкий круг потребителей. Электростанция работает в диапазоне температур от –50 до +50 °С на газообразном топливе, в автономном или параллельном режимах, обеспечивает высокое качество вырабатываемой энергии и высокие экологические показатели. В ближайшей перспективе планируется разработка газотурбинной электростанции ЭГ1000-01МС для аварийного энергоснабжения. Ее мобильность, полная автономность, делают данную электростанцию незаменимой, в качестве аварийного источника электрической и тепловой энергии в чрезвычайных ситуациях на объектах народного хозяйства страны. Особое место среди блочно-транспортабельных газотурбинных электростанций нового поколения занимает «Мотор Сич ЭГ-6000Т-Т105003ВНМ1УХЛ1», явившаяся базовой моделью для семейства электростанций мощностью 6 и 8 МВт. Электростанция изготавливается различного климатического исполнения и предназначена для генерирования напряжений 6,3; 10,5; 13,8 кВ частот 50 или 60 Гц. К основным достоинствам следует отнести: малую массу и габаритные размеры, модульность конструкции, что позволяет транспортировать ее любым видом транспорта в самые отдаленные точки мира, производить монтаж и запуск в эксплуатацию в кратчайшие сроки. Электростанция обладает высокой степенью автоматизации, надежностью и долговечностью, может работать автономно, а также параллельно с энергосетью либо с электростанциями подобного класса. Конструкция электростанции позволяет эксплуатировать ее в когенерационном цикле, что существенно повышает Коэффициент использования топлива (КИТ) и доводит его в ряде случаев до 80…90%. Опираясь на накопленный опыт, в текущем году будет завершено проектирование новой модификации повышенной конкурентоспособности газотурбинной установки «МОТОР Сич ГТЭ-6», одним из основных отличий которой будет комплектация генератором на 1 500 об/мин, производства компании SIEMENS и возможностью генерирования напряжения 6 300 В и 10 500 В. Следующим нововведением является то, что все модификации ГТУ, производимые с 2014 года, могут комплектоваться (по требованию заказчика) системой питания двумя видами топлива: жидким (авиационное или дизельное топливо) и газообразным (природный или попутный нефтяной газ). Новая блочно-транспортабельная газотурбинная электростанция ЭГ 8000МС, опытный образец которой изготавливается в настоящее время, является последующим развитием конструкции электростанций семейства ЭГ 6000 и соответствует современным образцам этого вида продукции.

73

POWER GENERATION

ADVERTORIAL SECTION

fuel supply system: liquid (aviation or diesel fuel) and gaseous fuel (natural or casing-head gas).

New EG 8000МS modular portable gas turbine power generating set, prototype thereof is manufacturing now, is the next development of design of the power generating sets of the EG 6000 family and complies with the up-to-date samples of products of this type.

The EG 8000МS possesses high efficiency, good efficiency of the drive, capability to maintain required power margin (rated power is 8 МW and maximum one is 9.6 MW) at +25 С ambient air temperature.

The advantages of the EG 8000МS include the use of the GTE-8,3/МS GTD with the low-speed power turbine (3,000 rpm) providing direct transmission of torque to the turbine generator, which rendered possible to exclude gear box from the design and to improve reliability and performance criteria of the power generating set.

All of this and reduction in total cost of the power facility due to the use of fewer power generating sets of higher power make the EG 8000МS more attractive for the customers.

In order to expand the field of application of the gas turbine drives, the specialists of Motor Sich drawn up draft proposal for development of the GTEUVS-2,5МS gas turbine power plant with external combustion having power of 2.5 MW, which is designed to generate electric energy by using as fuel various inflammables including low-calorific ones: ● Blast-furnace gas, coke gas and ferroalloy gas; ● Coalmine methane, shale pyrolysis gas and pulverized coal; ● Synthetic gas or generator gas derived when utilizing garbage and solid domestic waste; ● Dry biomass, etc.

This plant will be capable of solving problems related to changing of electric energy consumption and peak loads, problems of utilization of various metallurgical and other gases and fuels of little use including products after processing of waste.

Main merits of the GTEUVS-2,5МS: ● Operates on fuel of any type; ● Design uses main assemblies of the existing gas turbine power generating sets; ● It can operate at isolated load and in parallel to the external grid; ● Reparability, simplicity and easiness of control.

The gas turbine power plant may be located sufficiently near the consumers, which makes it possible to increase the fuel utilization factor and to provide consumers with electrical and thermal energy.

Developed technology in the GTEUVS-2,5МS allows to reduce load on the base power generating sets and to decrease the use of all types of fuel. Under conditions of present rise in prices on the fossil hydrocarbon fuel (gas, crude oil and coal) the low-calorific inflammables that were considered recently to be wastes of production that contaminate environment with confidence take up the first positions among the energy resources.

The offered draft project today is of current concern more than ever and was awarded with Diploma of the Chamber of Commerce and Industry of Ukraine in competitive tender of the up-to-date energy-efficient technologies and equipment.

All these achievements substantiate that Motor Sich upholds the status of modern company defining the fuel and energy policy. We offer a variety of the up-to-date highly efficient industrial gas turbine drives, are carrying out full range of works on restoration of existing gas pumping units, provide delivery of wide range of efficient and reliable drives for the gas turbine power generating sets.

We hope that new products manufactured by Motor Sich will help specialists in the energy industry to save energy and protect environment.

MOTOR SICH JSC 15 Motorostroiteley Ave. Zaporozhye, 69068, Ukraine Phone: +38 061 720 4953 Fax: +38 061 720 4552 E-mail: bent.vtf@motorsich.com www.motorsich.com

74

АО «МОТОР СИЧ» 69068, Украина, г. Запорожье пр-т Моторостроителей, 15 тел. +38 (061) 720-49-53 факс +38 (061) 720-45-52 E-mail; bent.vtf@motorsich.com www.motorsich.com

● D-336-2 ● Д-336-2

ЭГ 8000МС – обладает высоким КПД, хорошей экономичностью привода, способностью сохранять требуемый запас мощности (ном. мощность – 8 МВт, max – 9,6 МВт), при температуре наружного воздуха + 25 °С. К достоинствам ЭГ 8000МС можно отнести применение ГТП ГТЭ-8,3/МС с тихоходной силовой турбиной (3 000 об/мин), обеспечивающего непосредственную передачу крутящего момента на турбогенератор, что позволило исключить из конструкции редуктор, повысило надежность и эксплуатационные показатели электростанции. Все это, а также снижение общей себестоимости энергообъекта за счет применения меньшего количества электростанций большей мощности делает ЭГ 8000МС привлекательной для заказчиков. С целью расширения области применения газотурбинных приводов, специалистами АО «МОТОР СИЧ» разработано проектное предложение по созданию газотурбинной энергоустановки внешнего сгорания 2,5 МВт ГТЭУВС-2,5МС, которая предназначена для получения электроэнергии, используя в качестве топлива различные горючие вещества, в том числе низкокалорийные: ● доменный, коксовый, ферросплавный газы; ● шахтный метан, сланцевый пиролизный газ, угольная пыль; ● синтез-газ или генераторный газ, полученный при утилизации мусора и твердых бытовых отходов; ● сухая биомасса и т.д. Установка способна будет решить проблемы изменения потребления электроэнергии и пиковых нагрузок, проблемы утилизации как различных металлургических, так и других малопригодных газов и топлив, в том числе и продуктов переработки отходов. Основные достоинства ГТЭУВС-2,5МС: ● работает на любых видах топлива; ● в конструкции использованы основные узлы существующей ГТЭ; ● возможность работы в автономном режиме, а также параллельно с внешней энергосистемой; ● ремонтопригодность, простота и легкость в управлении. Энергоустановка может располагаться достаточно близко к потребителям, что дает возможность повысить коэффициент использования топлива и обеспечить потребителей электрической и тепловой энергией. Разработанная технология в ГТЭУВС-2,5МС позволяет снизить нагрузку на базовые электростанции и уменьшить потребление всех видов топлива. В условиях современного роста цен на ископаемое углеводородное топливо (газ, нефть, уголь) на первые позиции энергоносителей все более уверенно выходят низкокалорийные горючие вещества, которые недавно считались «отходами производства» и загрязняли окружающую среду. Предлагаемый проект сегодня актуален как никогда, и был отмечен дипломом Торгово-промышленной палаты Украины в конкурсе новейших энергоэффективных технологий и оборудования. Все эти достижения подтверждают, что АО «МОТОР СИЧ» заслуженно поддерживает статус современного предприятия, определяющего топливно-энергетическую политику. Мы предлагаем целый ряд современных высокоэффективных газотурбинных промышленных приводов, выполняем полный комплекс работ по реконструкции существующих газоперекачивающих агрегатов, обеспечиваем поставку широкой гаммы экономичных и надежных приводов газотурбинных электростанций. Надеемся, что новая продукция производства АО «МОТОР СИЧ» поможет специалистам энергетической отрасли сэкономить энергию и сохранить экологию.

Oil&GasEURASIA

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Oil / Нефть Unit of measurement (million tons) / Единица измерения (млн т)

March / Март 2013

March / Март 2014

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

44.26 22.47 20.09 22.41

44.65 24.31 18.88 24.42

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) 0.9 8.2 -6.0 9.0

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

March / Март 2013

March / Март 2014

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

3.305 5.87 6.31 0.68

3.290 6.66 6.90 0.87

Unit of measurement (bcm) / Единица измерения (млрд м3)

March / Март 2013

March / Март 2014

Production (total) / Добыча газа (всего) Domestic consumption / Внутреннее потребление Export / Экспорт

60.44 50.80 18.47

56.79 44.78 17.55

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -0.5 13.5 9.4 27.3

Gas / Газ Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -6.0 -11.8 -5.0

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of March 2014* Количество буровых установок в мире, март 2014 года*

World total | Всего в мире 3,597

Europe | Европа 148 Canada | Канада 449

USA | США 1,803

Middle East | Ближний Восток 401

Africa | Африка 132 Latin America | Латинская Америка 406

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 258 * excluding Russia * без учета России SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

76

Oil&GasEURASIA