November 2014 issue

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

2014 NOVEMBER НОЯБРЬ

It's a Blast!

p. / стр. 14

Moscow's Novas Bursts into Global EOR Market with Plasma Tech

Novas взрывает рынок Московские новаторы выходят на мировую арену

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

10 лет на рынке буровых услуг. Эффективность и надежность.

Shandong Hongsheng Oil Co., ltd. is located in the coastal City of Dongying, the base of operations for China’s second largest oilfield – the Shengli Oilfield.

We have an abundance of work experience in oil and gas exploration and development.

Our branch companies operate in Russia and in Kazakhstan. Our drilling teams globally perform a wide range of services including: Engineering and Technology Directional Drilling and Testing Technology Workover Technology Heavy Oil Thermal Recovery Technology

ОТ ИЗДАТЕЛЯ

П

2015 Is (No Joke) “The Year of the Kozyol” – And Sadly It’s Gotten an Early Start

Год козла уже наступил (и это не шутка!)

Pat Davis Szymczak

I

Пэт Дэвис Шимчак

t’s November and New Year is coming. It’s traditional in Russia to exchange small tokens, nick-nacks featuring images of the Chinese New Year animal.

2014 was the year of the horse. I like horses. So I really enjoyed getting horse tokens earlier this year. But as the months went by, things started to look more like the view ones gets of a horse if you are driving a plough for long hours and the horse’s hindquarters and tail are in your face (so to speak.)

And next year, 2015 is even funnier, if you enjoy black humor – especially if you are a Russian speaker or you know even a little bit of the Russian language and culture.

2015 is the Year of the Kozyol (the goat)! Yes, sad but certainly true!

If you don’t speak Russian, “kozyol” is what you call another driver in traffic, who just cut you off on the right hand side at 100 kilometers per hour, almost causing a crash. “Kozyol” is what you mutter under your breath (with a specific intonation) when you encounter a person who is stupid, weird, a pain in the neck, aggravating, unpleasant, etc.

Every single Russian to whom I’ve mentioned this little New Year’s gem is still laughing. Yes, my friends, 2015 is the “Year of the Kozyol”.

Honestly, I believe that outside of China, the kozyols started actually to arrive a year early – in March 2014, when a peaceful camp-out protest in central Kiev by normal citizens erupted into a bomb throwing, sniper intensive military-style action by “who knows who” in balaclavas.

And every month since, the kozyols just keep jumping over the fence from east and west – Ukraine, Russia, the United States, the European Union. They are surrounding us!

I’m so inspired that in OGE’s December issue, I will review the events of 2014 and assign a 1, 2, 3, 4, or 5 “kozyol” rating to each. The idea is to create something like the 1 to 5 stars to ratings you give a hotel, or a restaurant or a movie.

If you’d like to nominate any particular event to receive this honor, write me at p.szymczak@eurasiapress.com.

How could the Russian oil industry and, indeed, the global industry that has nurtured Russia as its biggest and most prospective market for future revenues come to such gridlock in less than a year? A friend of mine the other day remarked: “It took more than 20 years to build things up and it all falls apart in one year.” Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

риближается ноябрь, а там и Новый год не за горами. И, по традиции, в России в это время возрастает спрос на сувениры-символы года по китайскому календарю. В 2014 символом года была лошадь. Я лошадей люблю, и в начале года с удовольствием получала их сувенирные «эквиваленты». Но с течением времени, почему-то, возникло ощущение бесконечного хождения за плугом, когда впереди маячит только конский хвост с соответствующей частью тела вышеупомянутого животного (и это еще мягко сказано!). Что касается следующего года, он может дать еще больше поводов повеселиться – особенно тем, кто любит «черный» юмор и имеет некоторое представление о русском языке, а также особенностях национальной культуры. Итак, в 2015 символом года будет козел – как ни печально, но это именно так. Если вы не знаете русского, сразу скажу, что «козлом» называют, например, водителя, который пытается вас подрезать справа на скорости 100 км в час, создавая тем самым аварийную ситуацию, и именно это слово люди бормочут вполголоса (с определенной интонацией), сталкиваясь с кем-то, кто ведет себя неадекватно, вызывает раздражение, неприязнь и т.д. Все мои русские знакомые заходились от хохота при упоминании символа грядущего года – вполне возможно, что они веселятся до сих пор. Но факт остается фактом: 2015 – «год козла». И похоже, что за пределами Китая этот год уже наступил – еще в марте 2014-го, когда мирный протестный лагерь в центре Киева вдруг превратился в «горячую точку» с бомбометанием и активными боевыми действиями неких «неопознанных лиц» в балаклавах, поддерживаемых снайперским огнем. И с тех пор со всех сторон – и с востока, и с запада – на нас сыпятся неприятные сюрпризы, подобные обнаруженному в огороде козлу. И таких «козлов» с каждым днем обнаруживается все больше! События уходящего года вдохновили меня в декабрьском – итоговом – номере НГЕ оценить их по степени абсурдности, используя козла в качестве единицы измерения. Схема проста – каждое событие оценивается соответствующим количество козлов по шкале от 1 до 5 в зависимости от его абсурдности – аналогичным образом, но только звездочками, оцениваются, например отели, рестораны, кинофильмы и проч. Самое бредовое событие получит высшую «награду» – пять козлов, поэтому если вы считаете какое-либо событие 2014 года достойным участия в этом конкурсе, не стесняйтесь, оцените его, а результат пришлите мне по адресу: p.szymczak@eurasiapress.com. Ибо то, что происходит, никак не объясняется с точки здравого смысла. Например, каким образом российская – да и не только российская, а и мировая нефтяная промышленность менее чем за год оказались, по сути, в безвыходном положении при том, что российский рынок считался крупнейшим и наиболее перспективным с точки зрения будущих поступлений и выручки? Как на днях сказал один мой знакомый: «На то, чтобы что-то создать, потребовалось более двух десятилетий, а чтобы развалить – и года оказалось достаточно». Ведь «нефтянка» – это не только международные нефтедобывающие мега-корпорации, они – лишь конечное звено, пользующееся трудами подрядчиков и производителей, которые выполняют для них различные работы, оказывают услуги и изготавливают необходимое оборудование. И именно подрядчики и производители обеспечивают большинство населения работой, за которую это население получает зарплату и содержит себя, а также своих чад, домочадцев и домашних животных (как, например, в моем случае). Один из моих знакомых экспертов считает, что России придется удвоить парк оборудования ГРП к 2016 году для реализации проектов, направленных на поддержание уровня нефтедобычи в Западной Сибири. Однако, учитывая, что оборудование и технологии для ГРП попали под санкции и в настоящее время их нельзя не только про-

1

PUBLISHER’S LETTER

The oil industry is not just about big multi-national production companies. Those multi-billion dollar companies contract with service companies, which contract with equipment manufacturers, which contract with engineers and engineering companies, which provide jobs, which provide salaries. And with those salaries, people who work along this chain buy food and clothing, buy tickets to the theater, take a vacation (in my case, they buy cat food and kitty litter), etc.

One industry source has told me that he had projected that Russia would need to double its current frack fleet by 2016 to fulfill projects aimed at turning around the decline of West Siberian oil production.

With sanctions now imposed on the sale or even discussion of technologies and equipment related to fracking, this is just not going to happen.

So the West gives Russia a big black eye. But it also knocks the market out from under Western companies – and not just the big ones that can withstand such a blow. It knocks the market out from under small equipment manufacturers and engineering companies active directly in Russia or indirectly through contracts with larger service or supply companies.

I asked a Western manufacturer involved in fracking if he could shift the business he currently does in Russia to another part of the world easily. He replied that there isn’t a market as perspective as Russia for his products. North America is saturated, Europe is resistant, China is the most prospective new partner but it is only now developing shale.

But certainly there is nothing like Russia when it comes to future shale.

Arctic and deep water are also perspective given that Russia has the longest Arctic coastline.

Politicians understood this when they applied sanctions. It is clear.

But did they understand Russia? I mean, seriously! If there’s a kozyol in Europe that produces good cheese! I can’t buy it if I’m sitting in Moscow! With all the kozyols around, how dumb is that?

Russian manufacturing and R&D facilities will almost certainly try to develop some of the equipment and technologies that are currently purchased from the West. And that’s a good thing. Russia has an amazing scientific basis upon which to innovate. What it lacks is an innovation mentality in its workforce. Initiatives like Skolkovo will, over time, start to reverse this but its progress will be slow. And all too often, Russia’s cumbersome bureaucracy ties up innovators in so much red tape a product just can’t be efficiently brought to market.

See our interview this month with the CEO of Novas Energy Services, a highly successful Russian company that had to leave Russia to get its start.

Trust me, creating a big “kolkhoz style” Russian national service company might make a nice headline but it is not going to solve the problem. What will solve the problem is to change the business culture at Russian oil and gas companies so that more Russian suppliers like Novas Energy Services can take root without having to leave their own country.

The Chinese? Of course they are an option. Chinese service companies and equipment manufacturers work in Russia and their presence and reputation for quality is growing. It is obvious that many Western oilfield services and equipment manufacturers that exit Russia will be replaced by Chinese equivalents. And when the Western brands try return, they’ll find their place has been taken.

So right now as those of us involved in business in Russia scratch our heads and try to figure out what to do in the face of EU and U.S. sanctions, there’s a sad song going through my head: “Send in the Clowns”, written by Stephen Sondheim for the 1973 musical, “A Little Night Music.” It dwells on the ironies and disappointments of life.

Maybe there would be a market for remaking this song into a 2015 New Years hit single: “Send in the Kozyols” or maybe better, “Get Out, You Kozyols.”

2

#11 November 2014

давать, но и вести переговоры по подобным сделкам, воплотить эти планы в жизнь теперь вряд ли получится. Запад наносит России серьезный удар, но при этом совершенно забывает об «эффекте бумеранга». Конечно, мега-корпорации от санкций не пострадают, но небольшие сервисные компании и производители оборудования, работающие в России либо самостоятельно, либо в качестве партнеров более крупных подрядчиков или поставщиков, теряют свой рынок. Я поинтересовалась у владельца одной из таких компаний, специализи-рующейся на производстве оборудования ГРП, сможет ли он переориентироваться на другой рынок. Он мне ответил, что, с точки зрения реализации его продукции, такого рынка, как российский, больше нет – североамериканский перенасыщен, европейский заморожен, а китайский, хоть и самый перспективный, пока только начинает интересоваться сланцевым газом. Но опять же, если говорить о будущих проектах по разработке сланцевых месторождений, ни один рынок не может сравниться с российским по своему потенциалу. Это также касается разработки арктических и глубоководных месторождений, учитывая, что Россия имеет самую протяженную границу побережья в Арктике. Совершенно очевидно, что политики, настаивавшие на введении санкций, ситуацию знали. Вопрос лишь в том, насколько при этом они учитывали современные российские реалии? Ведь санкции – «оружие» обоюдоострое, и надо быть настоящим козлом, чтобы этого не понимать. Можно не сомневаться в том, что Россия постарается заменить «попавшие под санкции» оборудование и технологии собственными разработками. И это хорошо – ведь страна обладает колоссальными научно-техническими ресурсами, позволяющими реализовывать инновационные проекты. Правда, пока не хватает трудовых ресурсов с соответствующим, «новаторским» мышлением. Решить эту проблему помогут инициативы, подобные фонду «Сколково», но потребуется время. Опять же, громоздкий бюрократический аппарат изрядно мешает работе компаний, желающих внедрять инновационные продукты, – подробнее об этом вы можете узнать, прочитав интервью с руководителем Novas Energy Services, очень успешной российской компании, которой пришлось разворачивать свою деятельность за рубежом. Поверьте, вышеупомянутую проблему нельзя решить созданием огромной сервисной госкомпании, хотя такая мера, возможно, привлекла бы внимание СМИ – необходимо менять сложившуюся в российской нефтегазовой отрасли «корпоративную культуру». Только в этом случае компаниям-поставщикам, подобным Novas Energy Services, не придется покидать родину для того, чтобы добиться успеха. Конечно, нельзя забывать о Китае – это тоже вариант решения упомянутой проблемы. Сервисные и производственные компании из «Поднебесной» работают в России, качество их продукции и услуг растет, репутация повышается. Поэтому не стоит сомневаться в том, что «попавшие под санкции» продукция и услуги могут быть заменены китайскими аналогами, а некоторые покинувшие российский рынок западные компании, пожелав вернуться через какое-то время, обнаружат, что, «к сожалению, свободных мест на рынке нет». Пока же западным предпринимателям, работающим в России в условиях санкций, приходится самим искать выход из сложившейся ситуации. И мне в этой связи вспоминается грустная песня, написанная Стивеном Сондхеймом для мюзикла «Маленькая ночная серенада» (1973 год). Она называется «Впускайте клоунов» и рассказывает о превратностях судьбы. Тема весьма актуальна, поэтому у старой песни есть шанс стать «хитом» 2015 года. Правда, для этого надо немного «обновить» название – «Впускайте козлов», например. А, может быть, еще лучше – «Убирайтесь, козлы»!

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

2015 Is (No Joke) “The Year of the Kozyol” – And Sadly It’s Gotten an Early Start 1

Год козла уже наступил (и это не шутка!)

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

8

STATISTICS | СТАТИСТИКА 59

INNOVATIONS | ИННОВАЦИИ

Nikita Ageev: No Man Is A Prophet in His Own Land!

26

Никита Агеев: Нет пророка в своем отечестве!

За несколько лет молодая московская компания Novas Energy Services стремительно превратилась из подающего надежды новичка, чьи инновационные разработки не находили понимания у потенциальных заказчиков, в динамично растущего игрока нефтяной отрасли, произведшего фурор в области повышения нефтеотдачи.

PHOTO / ФОТО: NOVAS

In just a few years, Novas Energy Services, a young Moscow-based company, rapidly covered the distance separating a newcomer in the oilfield services market, whose innovations often sparked skepticism among potential clients, and a dynamically growing industry player that created a real stir in enhanced recovery.

STANDARDS | СТАНДАРТЫ

API Creates Common Language in Global Arena Стандарт API – «общий язык» на мировой арене

28

ROG 2014

On the Scene with OGE Наш фоторепортаж с места события

34

FINANCE | ФИНАНСЫ

Do Asian Bourses Offer Russia an Alternative to Western Finance? Восточные биржи – альтернатива Западу?

36

SHIPBUILDING | СУДОСТРОЕНИЕ

Oleg Timofeyev: Experience We've Got, It's Integration We Need Олег Тимофеев: Опыт есть, нужна интеграция

40

ARTIFICIAL LIFT | МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

ESP Failure Analysis Study Reveals Secrets of Salym Petroleum's Success

Анализ причин отказов УЭЦН

46

на месторождениях «Салым Петролеум Девелопмент»

4

Oil&GasEURASIA

ION. ×åðåç èííîâàöèè ê ðåçóëüòàòó.

Ïî âñåìó ìèðó ION ðàçäâèãàåò ãðàíèöû ãåîôèçèêè, ïîìîãàÿ íåôòåãàçîâûì êîìïàíèÿì îñóùåñòâëÿòü ïîèñê è äîáû÷ó óãëåâîäîðîäîâ áåçîïàñíî è ýôôåêòèâíî. Îáúåäèíÿÿ îïûò è ñòðåìëåíèå ê öåëè îäíèõ èç ñàìûõ âûäàþùèõñÿ óìîâ â îòðàñëè, ìû ðåøàåì ñëîæíåéøèå çàäà÷è â îáëàñòè ïîñòðîåíèÿ èçîáðàæåíèé è ïðèíÿòèÿ ïðîèçâîäñòâåííûõ ðåøåíèé íà âñåì öèêëå ðàçâåäêè è äîáû÷è óãëåâîäîðîäîâ. ×åì ñóðîâåå óñëîâèÿ îêðóæàþùåé ñðåäû, ÷åì ñëîæíåå ãåîëîãè÷åñêàÿ ñòðóêòóðà, òåì ëó÷øèõ ðåçóëüòàòîâ ìû äîñòèãàåì. Óçíàéòå áîëüøå íà iongeo.ru

GEOVENTURES® | GX TECHNOLOGY | CONCEPT SYSTEMS | ION SYSTEMS

#11 November 2014

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

PROCESS SAFETY | ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Process Safety: CEO’s Face the Test

54

Нарушения промбезопасности: рыба гниет с головы РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION DRILLING MUDS | БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Стабильность ствола скважины при бурении глинистых отложений ранней стадии катагенеза

62

CHEMICAL AGENTS | ХИМРЕАГЕНТЫ

Oil Pipeline Interior Cleaning with Use of Special Chemical to Prepare Pipeline for Transmission of Eco-Class EURO 5 Diesel Fuel Очистка внутренней полости нефтепровода с применением химреагента с целью подготовки трубопровода к транспортировке дизтоплива эко-класса ЕВРО-5

68

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ Kerui . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка

Schoeller-Bleckmann Darron Russia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Shandong Hongsheng . . . . . . . . . .Front Inside Cover / 2-я обложка

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

EDC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Inside Cover / 3-я обложка

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Monty & Ramirez LLP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Sayuru Marine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

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

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

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

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Боян Шоч soc@eurasiapress.com

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

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

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

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

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

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

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex COVER PHOTO Novas Energy Services TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Novas Energy Services 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

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

PRODUCTS

ВИДЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

NMDC Trading and Flexing • Manufacture of NMDC and 4145H Crossover Subs • Repair of Thread Connections • Manufacture and Repair of Stabilizers • Thread Inspection Services • Distribution of BICO motors, drilling jars, and shock subs • Distribution of PBL multi-circulation bypass valves from DSI LOCATION

Проточка наружного диаметра немагнитных УБТ • Производство немагнитных УБТ и 4145H циркуляционных переводников • Ремонт резьбовых соединений • Производство и ремонт стабилизаторов • Услуги по инспекции резьб • Продажа и аренда моторов BICO, бурильных ясов и амортизаторов • Продажа и аренда автозатворных систем (рециркуляционных переводников) DSI РАСПОЛОЖЕНИЕ

Noyabrsk, Russian Federation CUSTOMERS

Российская Федерация, ЯНАО, г.Ноябрьск ЗАКАЗЧИКИ

All worldwide leading directional drilling companies + quality minded Russian directional drilling companies GEOGRAPHIC ACTIVITY Russian Federation and Former Soviet Union Countries COMPANY BACKGROUND Schoeller-Bleckmann Darron Russia has been set up in 2005 in order to provide top quality products and services used for directional and horizontal drilling as well as coiled tubing operations to customers in Russia and the Former Soviet Union Countries.

SBDR products are manufactured under the full control of a Quality Assurance System which is continually audited and approved by API Quality Assurance and ISO 9001 – 2008.

SBDR is also API-Q1 certified under license 7-1-0840.

Ведущие международные компании, специализирующиеся на направленном бурении, а также представители российской нефтегазовой отрасли, занимающиеся аналогичной деятельностью ГЕОГРАФИЯ РАБОТ Российская Федерация и страны бывшего Советского Союза ИСТОРИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ Компания Schoeller-Bleckmann Darron открыло свое представительство в России в 2005 г с целью оказания высокого уровня услуг и обеспечения потребностей рынка в качественном буровом оборудовании. Основными заказчиками и потребителями наших услуг и товаров являются компании, занятые в области направленного и горизонтального бурения и колтюбинга, работающих в качестве подрядчиков на территории РФ и стран бывшего Советского Союза. Продукция SBDR выпускается в соответствии с Системой Менеджмента Качества, которая аудируется и подтверждается стандартами качества API ISO 9001 – 2008. Компания Schoeller-Bleckmann Darron Russia также сертифицирована по лицензии 7-1-0840.

CONTACT / КОНТАКТЫ Phone / Тел.: +7 3496 344576 • WEB: www.sbdr.ru • E-mail: sbdr_operation@mail.ru

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Yokogawa Releases DTSX®3000 Distributed Temperature Sensor

Yokogawa выпустила распределенный датчик температуры DTSX®3000

Yokogawa Electric Corporation released the DTSX®3000 distributed temperature sensor. With a one meter spatial resolution, this distributed temperature sensor can measure the temperature along fiber-optic cables up to 50 kilometers in length, eight times the distance possible with the company’s previous model. In terms of measurement distance and temperature resolution, this is one of the industry’s top-performing distributed temperature sensors.

The DTSX3000 is well suited for plant and infrastructure maintenance applications that necessitate the monitoring of temperature over long distances or across wide areas. Specific applications include the detection of gas and liquid leaks in tanks and other large production facilities, and the detection of abnormal heat levels in power lines.

Yokogawa Electric Corporation выпустила распределенный датчик температуры DTSX®3000. При метровой пространственной разрешающей способности этот распределенный датчик температуры может измерять температуру вдоль оптоволоконных кабелей длиной до 50 км, что в восемь раз превышает предельное расстояние, доступное для предыдущей модели, разработанной Yokogawa. С точки зрения протяженности измерения и температурного разрешения, этот датчик – один из лучших в области распределенных датчиков температуры. Датчик DTSX3000 хорошо подходит для использования при техническом обслуживании заводов и элементов инфраструктуры, где требуется отслеживание температуры на протяженных участках или значительных площадях. Конкретные области применения включают выявление утечек газа и жидкости в резервуарах и других крупных объектах, а также определение аномальных уровней тепла в линиях электропередач.

Product Features

Характеристики продукта

●

● Наибольшее в отрасли расстояние измерения: Датчик DTSX3000 может измерять распределение температуры вдоль оптоволоконного кабеля длиной до 50 км, что превышает расстояние, доступное измерению традиционными устройствами, более чем в восемь раз (6 км). Датчик DTSX3000 идеально подходит для измерения распределения температуры в линиях электропередач, высоко- или низко-температурных трубопроводах и емкостях для жидкостей и газов, а также в других крупных конструкциях. ● Высокий уровень температурного разрешения: При разработке месторождений сланцевого газа требуются датчики, которые способны реагировать даже на малейшие изменения в материнских породах в ходе проведения гидроразрыва пласта. В течение всего 10 минут датчик DTSX3000 способен измерить распределенную температуру вдоль шестикилометрового оптоволоконного кабеля, и это измерение производится с температурным разрешением высочайшего уровня – 0,03 ºC, что в 20 раз превышает точность, достигаемую с помощью традиционных устройств. Таким образом, датчик DTSX3000 имеет широкое применение – от гидроразрыва материнских пород до мониторинга температурных уровней в скважинах в ходе процесса извлечения газа.

Industry-leading measurement disSOURCE / ИСТОЧНИК: YOKOGAWA ELECTRIC tance: The DTSX3000 can measure the temperature distribution along a fiber-optic cable that is up to 50 kilometers in length, more than eight times the distance possible with conventional product (six kilometers). The DTSX3000 is ideal for measuring the temperature distribution in power lines, high- or low-temperature liquid and gas pipelines and tanks, and other large facilities. ● Top-level temperature resolution: The development of shale gas fields requires sensors that are capable of detecting even minute changes in the temperature distribution in a bedrock formation during the hydraulic fracturing process. In just 10 minutes, the DTSX3000 is capable of measuring the distributed temperature along a six-kilometer fiber-optic cable, and it does this with a top-level temperature resolution of 0.03 C, 20 times the precision possible with conventional product.

Thus, the DTSX3000 can be used in a wide range of applications, from the hydraulic fracturing of bedrock formations to the monitoring of temperature levels inside wells during the gas recovery process.

Major Target Markets Oil and natural gas, pulp and paper, iron and steel, electric power, non-ferrous metal, and chemical industries.

Applications ●

●

8

Monitoring of underground temperatures for unconventional oil and natural gas exploration and production Monitoring of the temperature distribution in multiple wells For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Основные целевые рынки Нефть и природный газ, целлюлоза и бумага, железо и сталь, электроэнергия, цветные металлы, а также химическая промышленность.

Области применения ●

Мониторинг глубинных температур при разведке и разработке нетрадиционных залежей нефти и природного газа; Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

● ● ● ●

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ●

Fire detection in conveyors Monitoring of the temperature distribution in longdistance power lines Detection of liquid and gas leaks in pipelines and tanks Monitoring of the temperature of the outer walls of high-temperature furnaces used in the iron and steel, chemical, and other industries

● ● ● ●

New Extended-Range ESP System Manages to Control Steep Production Decline in Unconventional Oil Wells

GE Oil & Gas’ Innovative Dual Seal Pneumatic Actuator Helps Operators Reduce Unplanned Production Downtime GE Oil & Gas introduces the dual seal pneumatic actuator, which utilizes an innovative dual-sealing system to help operators reduce unplanned production downtime by improving the reliability, efficiency and maintainability of well operations.

Suitable for a wide range of production tree and flow line applications, the dual seal pneumatic actuator is manufactured to deliver reliable open/close performance for control of wellbore or pipeline fluids and hydrocarbons.

A key benefit of GE’s new actuator is the redundant diaНефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новая система ЭЦН с расширенным диапазоном действия справляется с резким снижением добычи на скважинах с нетрадиционной нефтью

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Baker Hughes announced the commercial release of the FLEXPumpER™ extended-range pump, which expands the operating range of a single electrical submersible pumping (ESP) system. The new pump operates efficiently in a wider flow range to improve production and reduce operating costs, particularly in the dynamic production conditions characteristic of unconventional resource plays.

As production rates from unconventional oil wells decline, operators typically switch out pumping units, or even artificial lift production methods to accommodate the various flow ranges. The FLEXPumpER technology can operate with a flow range from 2,900 to 50 barrels per day.

The production stream in unconventional oil plays also can contain high levels of gas entrained in the fluid, which can impact ESP system efficiency and reliability. The FLEXPumpER design features patent-pending advanced turbulence mitigation (ATM) technology to increase pumping efficiency and reduce gas locking, as well as a redesigned bearing system to withstand the high temperatures generated in the pump during short-term operation with gas slugs. Particle swirl suppression ribs in the diffuser provide abrasion resistance by reducing the buildup of abrasives that can cause erosive wear.

Мониторинг температурного распределения в системах взаимодействующих скважин; Обнаружение возгорания в конвейерах; Мониторинг температурного распределения в протяженных линиях электропередач; Обнаружение утечек жидкостей и газа в трубопроводах и емкостях; Мониторинг температуры наружных стенок высокотемпературных печей, используемых в черной металлургии, химической и других отраслях промышленности.

Baker Hughes объявила о начале промышленного выпуска насоса FLEXPumpER™ с расширенным диапазоном действия, что позволяет расширить эксплуатационный диапазон системы одиночного электрического центробежного насоса (ЭЦН). Новый насос эффективно функционирует в более широком диапазоне потока, что позволяет улучшить добычу и снизить эксплуатационные расходы, особенно при динамических условиях добычи, характерных для залежей нетрадиционных ресурсов. По мере снижения уровня добычи из скважин с нетрадиционной нефтью, операторы обычно отключают насосные установки, или механизированную эксплуатацию скважин для того, чтобы приспособиться к различным уровням потока. Технология FLEXPumpER позволяет работать с диапазоном дебита от 2 900 до 50 баррелей в сутки. Продукция скважин в залежах нетрадиционной нефти может также содержать высокие объемы газа, выносимого вместе с жидкостью, что может повлиять на эффективность и надежность работы ЭЦН. В конструкции насоса FLEXPumpER использована новейшая технология уменьшения турбулентности (заявка на патент по которой находится на рассмотрении), которая должна повысить эффективность работы насоса и снизить образование газовых пробок, а также модернизированная система подшипников, которая должна выдерживать высокие температуры, создаваемые в насосе при кратковременной работе с газовыми пробками. Ребра диффузора, подавляющие завихрение частиц, обеспечивают сопротивление абразивному износу за счет уменьшения скопления абразивных материалов, которые могут приводить к эрозионному износу.

Инновационный пневматический механизм с двойным уплотнением поможет сократить перерывы в добыче GE Oil & Gas предлагает пневматический исполнительный механизм, в котором используется инновационная система двойного уплотнения. Использование этого механизма помогает операторам сократить незапланированные перерывы в добыче за счет повышения надежности, эффективности и технологичности работы скважин. Подходящий для широкого ряда вариантов применения с оборудованием устья скважин и выкидных линий, пневматический исполнительный механизм с двойным Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

9

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

PHOTO / ФОТО: GE

phragm/piston sealing system that provides a secondary sealing system to maximize uninterrupted production and increase reliability.

GE’s patent-pending bonnet connection on the dual seal pneumatic actuator allows for easy installation and removal of the actuator from the valve for improved efficiency. From a maintainability perspective, the top shaft functionality, another patent-pending technology, is designed to reduce field maintenance time.

New Technology Enables 3D Subsea Monitoring of Wind Turbines and Underwater Structures Kongsberg Maritime has launched a unique solution for the detection of scouring, corrosion, deformation and marine growth, which can destabilize wind turbines and underwater structures causing expensive, and potentially environmentally hazardous damage.

On show at WindEnergy Hamburg 2014, the new K-Observer system, which is part of Kongsberg Maritime’s modular subsea monitoring network (MSM), provides accurate, remote hydroacoustic 3D monitoring using the dual axis scanning sonar (DAS) to continuously monitor the seabed and the substructure.

The 3D point cloud data created by the DAS is logged and transmitted to shore via the telemetry infrastructure of the K-Observer System (cabled, wireless or satellite) installed on the turbine. The system is designed for longterm installations and performs fully autonomously, from sensor control, data acquisition, to data processing, presentation of results and issuing of alarms (e.g. by text message or email).

K-Observer accurately scans and interprets the condition of the seabed around the base of the structure (scouring and sediment displacement), as well as the state of the substructure itself (deformation, marine growth and corrosion) so experts on shore can initiate immediate action or preventative maintenance if required. This is a comparably low cost, safe and time efficient method of monitoring and detection compared to i.e. diver surveys.

K-Observer is a highly advanced system that not only monitors and observes the depth of the seabed around each wind turbine or SOURCE / ИСТОЧНИК: KONGSBERG MARITIME

10

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

#11 November 2014

уплотнением производится для реализации операций открытия/закрытия для управления потоками скважинных жидкостей и потоками в трубопроводах. Основным преимуществом нового исполнительного механизма GE является дополнительная (дублирующая) система уплотнения мембраны/поршня, что обеспечивает вторичное уплотнение и способствует бесперебойной добыче и повышению надежности. Колпачковое соединение на пневматическом исполнительном механизме с двойным уплотнением от GE, патентная заявка по которому находится на рассмотрении, позволяет с легкостью устанавливать и снимать механизм с задвижки, что способствует повышению эффективности. Что касается ремонтопригодности, разработана технология повышенных функциональных возможностей вала для сокращения времени ремонта в полевых условиях; патентная заявка по этой технологии также находится на рассмотрении.

Инновационное решение обеспечивает 3D-мониторинг ветроэнергетических установок и подводных конструкций Kongsberg Maritime выпустила уникальное решение для обнаружения эрозии, коррозии, деформации и обрастания морскими организмами, что может нарушить равновесие ветряных энергетических установок и подводных конструкций и привести к дорогостоящим и потенциально экологически опасным повреждениям. Представленная на торгово-промышленной ярмарке WindEnergy Hamburg 2014 новая система K-Observer, которая является частью модульной подводной сети мониторинга (MSM) Kongsberg Maritime, обеспечивает точный дистанционный гидроакустический мониторинг 3D с использованием двухкоординатного сканирующего гидролокатора (DAS) для непрерывного мониторинга морского дна и опорных структур.

3D облако точечных данных, создаваемое локатором DAS, записывается и передается на берег посредством телеметрической инфраструктуры системы K-Observer (кабельной, беспроводной или спутниковой), установленной на турбине. Система разработана для длительно действующих сооружений и функционирует полностью автономно, от управления датчиками и получения данных до обработки данных, представления результатов и выдачи сигнальных оповещений (например, в виде текстового сообщения или сообщения по электронной почте). Система K-Observer тщательно сканирует и интерпретирует состояние морского дна вокруг основания опорной структуры (эрозия и смещение отложений), а также самой опорной структуры (деформация, обрастание морскими организмами и коррозия), чтобы эксперты на берегу могли начать немедленные действия или профилактическое обслуживание, если требуется. Это сравнительно недорогой, безопасный и оперативный метод мониторинга и обнаружения по сравнению с, например, обследованиями, проводимыми аквалангистами.

K-Observer – это система, построенная на базе современных технических достижений, которая не только осуществляет мониторинг морского дна вокруг каждой ветровой турбины или подводной опорной структуры (эрозия Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

subsea structure (scour and sediment displacement), which is important information in itself, but also provides insight regarding the current state of the substructure itself (deformation, marine growth and corrosion).

This translates into lower intervention costs for maintaining the structure within the design parameters and avoids reductions in the life span of the wind turbine associated with unstable foundations and vibration induced structural fatigue.

K-Observer is a module of the modular subsea monitoring network system launched

by Kongsberg Maritime at Oceanology International 2014 in March.

Advanced data processing and power management strategies ensure the MSM’s ability to deliver critical sensor data continuously, for long duration missions. The modularity and scalability of the MSM allows for easy deployment and adaptation to different monitoring tasks, ranging from very early leak detection and condition monitoring around subsea structures to environmental monitoring on the seabed and in the water column.

The MSM was developed in cooperation with the Kongsberg Maritime-owned, Germany-based company, Kongsberg Maritime Embient. Over the last years Embient

и смещение отложений), что само по себе дает важную информацию, но также обеспечивает представление о текущем состоянии самой опорной структуры (деформация, обрастание морскими организмами и коррозия). Это позволяет снизить расходы на операции по поддержанию структуры в пределах расчетных параметров и избегать сокращения срока эксплуатации ветроэнергетических установок, связанного с неустойчивостью оснований и усталостью конструкции, вызываемой вибрацией.

K-Observer является частью модульной подводной сети мониторинга, представленной Kongsberg Maritime на международной выставке по океанологии в этого года. Усовершенствованная обработка данных и стратегии управления энергопотреблением обеспечивают способность системы MSM предоставлять важнейшие данные датчиков в непрерывном режиме, для долгосрочных проектов. Модульное исполнение и варьируемые размеры системы MSM позволяют легко размещать ее и адаптировать к выполнению различных задач мониторинга, от раннего обнаружения утечек и мониторинга условий вокруг подводных конструкций до экологического мониторинга на морском дне и в столбе воды. Сеть MSM была разработана в сотрудничестве с принадлежащей Kongsberg Maritime немецкой компанией Kongsberg Maritime Embient. В последние несколько лет компания Embient сформировала сильную собственную

Gazprom Neft,Total Manufactures Unit for G-Way Styrelf Innovative Bitumen Production

«Газпром нефть» и Total завершили строительство установки для выпуска инновационных битумов G-Way Styrelf

A pilot operation of Russia’s first unit for production of the new generation polymer modified bitumen G-Way Styrelf has been launched at Gazprom Neft’s Moscow refinery.

The unit built jointly by Gazprom Neft and French corporation Total is designed for production of 60,000 tons of polymer modified bitumen and 7,000 tons of emulsified bitumen a year.

Production is performed in accordance with Total’s Styrelf technology and adapted to the Russian climatic conditions. In the process of modification, a special binding agent (PAXL) is added to the feedstock, facilitating formation of additional chemical bonds at the molecular level. As a result, road surfaces, built with G-Way Styrelf bitumen, are much more resistant to crack and rut formation even at the increased transport loads in a wide temperature range. Service life of these roads is more than two times longer compared to the surfaces made on the basis of conventional road bitumen.

Feedstock for the polymer modified bitumen G-Way Styrelf is supplied from the Moscow refinery bitumen unit, which was completely rebuilt in 2012.

According to expert estimates, by 2025 consumption of polymer bitumen materials for road construction in Russia will increase more than three times.

На Московском НПЗ «Газпром нефти» началась опытно-промышленная эксплуатация первой в России установки по производству полимерно-модифицированных битумов (ПМБ) нового поколения под брендом G-Way Styrelf. Установка, построенная совместным предприятием «Газпром нефти» и французского концерна Total, рассчитана на выпуск 60 тыс. т полимерно-модифицированных битумов и 7 тыс. т битумных эмульсий в год. Производство осуществляется в соответствии с технологией Styrelf, разработанной концерном Total и дополнительно адаптированной к российским климатическим условиям. В процессе модификации в сырье добавляется специальный связующий реагент (PAXL), который способствует образованию дополнительных химических связей на молекулярном уровне. В результате дорожные покрытия, построенные с применением битумов G-Way Styrelf, намного более устойчивы к образованию трещин и колеи даже при повышенных транспортных нагрузках в широком диапазоне температур. Срок эксплуатации таких дорог увеличивается более чем в 2 раза по сравнению с покрытиями, выполненными на основе традиционных дорожных битумов. Сырье для ПМБ G-Way Styrelf поставляется с битумной установки Московского НПЗ, которая была полностью реконструирована в 2012 году. По оценкам экспертов, до 2025 года потребление полимерных битумных материалов для дорожного строительства в России увеличится более чем втрое.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

11

#11 November 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ has developed a strong in-house competence within underwater inspection and monitoring, as well as on subsea leak detection.

компетенцию в области подводных инспекций и мониторинга, а также подводного обнаружения утечек.

Новый прибор RoCombo UT-A/UT для комплексной ультразвуковой внутритрубной диагностики

The ROSEN Group has introduced the globally first four-inch in-line inspection tool utilizing high resolution ultrasound technology for wall thickness measurement and crack inspection services. The latest state-of-the-art in-line inspection tool has successfully completed a combined inspection of a TCO (TengizChevroil) high pressure gas pipeline in Kazakhstan. The job was performed using a suitable liquid batch.

The new combined ultrasonic inspection services named “RoCombo UT-A/UT” comprises full coverage ultrasonic metal loss and wall thickness measurement as well as ultrasonic detection of circumferential oriented cracking within a single inspection run. Characteristic especially for the four-inch inspection tool is the high grade of miniaturization of the components while preserving the wellknown reliability of ROSEN’s inspection technologies.

This unique new tool is also available for six-inch heavy wall pipeline systems extending ROSEN’s abilities to serve customers’ needs.

The new “RoCombo UT-A/UT” service detects and sizes a wide range of pipeline anomalies including metal loss, laminations, circumferential cracks and crack-like features, stress corrosion cracking (SCC) and weld cracks. It also provides accurate quantitative wall thickness measurements for the entire pipeline length.

At the same project the first four-inch combined high resolution caliper and mapping service was performed successfully. Thus the new service was successfully applied to identify geometrical anomalies, measure possible pipeline movement and assess any bending strain in addition to service goals mentioned the above.

Combining inspection technologies provides major benefits to customers, for example savings on pipeline preparation, less downtime during the batching operation and a full range of high resolution inspection data on potential metal loss and cracks. The high quality data can subsequently be used for advanced integrity assessment purposes.

12

PHOTO / ФОТО: ROSEN

ROSEN’s New 4 Inch RoCombo UT-A/ UT Tool Enables Combined Ultrasonic Pipes Inspection

Группа компаний ROSEN Group представила первый в мире четырехдюймовый прибор для внутритрубной диагностики, в котором используется ультразвуковая технология высокого разрешения для измерения толщины стенок трубы и выявления трещин. Новейший прибор для внутритрубной диагностики был успешно использован для проведения комплексной инспекции газопровода высокого давления TCO (TengizChevroil) в Казахстане. Работа была проведена с прокачкой необходимого количества жидкости. Новая система для комплексной инспекции трубопроводов под названием RoCombo UT-A/UT предусматривает полное ультразвуковое измерение потери металла и толщины стенок труб, а также ультразвуковое выявление трещин, ориентированных по окружности трубы, за один рейс инспекционного прибора. Характерной особенностью диагностического прибора размером 4 дюйма является высокая степень уменьшения размеров компонентов при сохранении хорошо известной надежности дефектоскопических технологий ROSEN. Этот уникальный прибор предлагается также для трубопроводных систем диаметром 6 дюймов с утолщенными стенками, что расширяет возможности ROSEN по удовлетворению потребностей клиентов. Новое устройство RoCombo UT-A/UT выявляет и определяет размер широкого ряда аномалий трубопроводов, включая потери металла, расслоения, кольцевые трещины и трещиноподобные явления, коррозионное растрескивание под действием напряжений и трещины в сварных швах. Оно также обеспечивает количественные измерения толщины стенки на всем протяжении трубопровода. В том же проекте было успешно проведено комплексное исследование по кавернометрии и картированию с высоким разрешением в трубе диаметром 4 дюйма. Таким образом, новая система была успешно использована для определения геометрических аномалий, измерения возможных подвижек трубопровода и оценки любой возможной деформации при изгибе дополнительно к вышеуказанным задачам. Технологии комплексной дефектоскопии предоставляют существенные преимущества клиентам, например, экономию на подготовке трубопровода, менее продолжительное время простоя во время порционной прокачки, а также полный набор инспекционных данных высокого разрешения по потенциальной потере металла и трещинам. В дальнейшем высококачественные данные могут быть использованы для улучшенной оценки целостности трубопровода.

Schlumberger Releases 2014 Software Platforms

Schlumberger выпустила программные платформы 2014 года

Schlumberger has announced the release of the 2014 versions of its industry leading software platforms. The Petrel E&P software platform, Techlog wellbore software platform, Studio E&P knowledge environment and Ocean

Schlumberger объявила о выпуске версий 2014 года основных отраслевых программных платформ. Такие продукты как программная платформа Petrel E&P, скважинная программная платформа Techlog, среда представления

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

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

software development framework enhance multidisciplinary integration, collaboration and productivity.

Increased Productivity with Petrel Petrel 2014 features a new ribbon-based interface design configured in a logical, workflow-driven layout to boost productivity. Key tools are presented in context, enabling a more focused user environment. In addition, new “perspectives” help geoscientists or engineers select a particular display that prioritizes relevant domain technologies and tools.

The new interface–tested in partnership with more than 30 Schlumberger customers–has reduced users’ cursor travel by 30 percent and clicks by 35 percent, thus enabling an average of 30 percent more time to be focused on data and workflows.

Multidisciplinary Integration with Techlog, Studio and Ocean

SOURCE / ИСТОЧНИК: ТSCHLUMBERGER

Techlog 2014 introduces new modules for rock physics, cement pipe integrity, distributed temperature sensor (DTS) plotting and shale reservoir evaluation while bringing disciplines together in a shared wellbore approach.

Customers can now standardize workflows across the hydrocarbon pathway – supporting their ability to make more informed decisions with a clear understanding of both opportunities and risks.

Studio 2014 is delivered with the Petrel platform and drives multidisciplinary collaboration. Users can find data in context, and optimally share and manage this information. New content display tools allow the preview of search results, and indexed Petrel windows are now available.

The 2014 Ocean software development framework release introduces Ocean for Studio. Leveraging the development framework with the Studio platform, best-in-class data workflows can be created and customers can design their own knowledge management systems.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

знаний Studio E&P и система разработки программного обеспечения Ocean, улучшают междисциплинарную интеграцию, взаимодействие и производительность.

Повышение продуктивности с использованием платформы Petrel Платформа Petrel 2014 отличается дизайном интерфейса на ленточной основе, скомпонованным в логическом, управляемым рабочим процессом формате, что позволяет повысить продуктивность. Ключевые инструментальные средства представлены в контексте, обеспечивающем более специализированное пользовательское окружение. Кроме того, новые «перспективы» помогают специалистам в области наук о земле и инженерам выбирать конкретный дисплей, который ранжирует соответствующие технологии доменов и инструменты. Новый интерфейс, испытанный совместно с более чем 30 клиентами компании Schlumberger, уменьшил перемещение курсора на 30% и число щелчков мышью на 35%, что дает возможность в среднем на 30% больше времени уделять данным и производственным процессам.

Междисциплинарная интеграция с использованием Techlog, Studio Ocean Система Techlog 2014 вводит новые модули для изучения петрофизических свойств пласта, цельности зацементированных труб, построения графиков данных распределенных датчиков температуры и оценки сланцевых коллекторов, объединяя различные дисциплины в совместном скважинном подходе. Клиенты сейчас могут стандартизировать производственные процессы по всем путям движения углеводородов, что повышает их способность принимать более обоснованные решения с ясным представлениям о возможностях и рисках. Система Studio 2014 предоставляется вместе с платформой Petrel и приводит в действие междисциплинарную интеграцию. Пользователи могут находить данные в контексте и оптимальным образом делиться этой информацией и управлять ею. Новые инструменты отображения контента обеспечивают предварительный просмотр результатов исследований, а также имеются окна с индексом Petrel. Выпуск системы разработки программного обеспечения Ocean 2014 представляет систему Ocean для Studio. За счет оптимизации использования системы разработки программного обеспечения с платформой Studio, становится возможным создавать лучшие технологические потоки данных, а клиенты могут разрабатывать собственные системы управления знаниями. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

13

INNOVATIONS

Nikita Ageev:

Никита Агеев: Нет пророка в своем отечестве!

PHOTO / ФОТО: NOVAS

No Man Is A Prophet in His Own Land!

Bojan Šoć, Pat Davis Szymczak

I

З

OGE: Speaking recently at a round table on innovations, co-organized by Russia's Energy Ministry and Skolkovo Foundation, a service company representative said that success in the innovations field in Russia today is achieved despite many barriers. Would you agree with this viewpoint?

Nikita Ageev: Unfortunately, I would. Running a startup business today in Russia is very difficult. A full cycle of start-up firms’ development hasn’t been created yet, the chain leading to international commercialization of their technologies is still incomplete, and that’s exactly what

НГЕ: Выступая недавно в рамках круглого стола по инновациям (соорганизаторы – Минэнерго России и Фонд «Сколково»), один из участников рынка заявил, что успехи на этой ниве в России сегодня достигаются «не благодаря, а вопреки». Вы согласны с такой точкой зрения? Никита Агеев: К сожалению, да. Быть стартапом сегодня в России очень тяжело. Еще не создан замкнутый цикл для развития стартапов, цепочка их доведения до между-

n just a few years, Novas Energy Services, a young Moscow-based company, rapidly covered the distance separating a newcomer in the oilfield services market, whose innovations often sparked skepticism among potential clients, and a dynamically growing industry player that created a real stir in enhanced recovery. Today, its plasmapulse action technology is being successfully implemented on three continents, and the launch of its new revolutionary project, conducted jointly with a Canadian partner, is scheduled soon. Recently, OGE’s editors spent an hour talking to Novas Energy Services CEO Nikita Ageev in his office in southwest Moscow to learn how just another innovations company that initially failed to secure trust of Russia’s oil firms, morphed into a leader in a niche segment of the oilfield services market.

14

Боян Шоч, Пэт Шимчак

а несколько лет молодая московская компания Novas Energy Services стремительно превратилась из подающего надежды новичка, чьи инновационные разработки не находили понимания у потенциальных заказчиков, в динамично растущего игрока нефтяной отрасли, произведшего фурор в области повышения нефтеотдачи. Сегодня ее технология плазменно-импульсного воздействия успешно применяется на трех континентах, а не за горами и реализация очередного революционного проекта при участии канадских партнеров. О том, как за считанные годы произошла трансформация очередных «кулибиных», в начале пути не вызывавших большого доверия у отечественных нефтяников, в лидеров одного из нишевых сегментов нефтесервисного рынка, корреспондентам НГЕ в часовой беседе в офисе Novas Energy Services на юго-востоке столицы рассказал генеральный директор компании Никита Агеев.

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

ИННОВАЦИИ

Russia is missing. Today, we have the Skolkovo Foundation, an excellent incubator which recruits start-up businesses at the stage of project ideas and supports them until they develop a laboratory or industrial prototype. That’s the moment when the barrier gate comes down. Any sample, any product needs to be field-tested. I’ve spoken with other representatives of start-up firms in Skolkovo’s energy cluster and everybody says that the problems begin at the stage of field tests.

народной коммерциализации, а именно это нужно стране. Сегодня есть Фонд «Сколково» – отличный инкубатор, который берет стартапы на уровне идеи и доводит их до лабораторного или промышленного образца. В этот момент опускается шлагбаум. Любой образец, любой продукт нужно отрабатывать «в поле». Я общался с другими представителями стартапов в энергетическом кластере Фонда «Сколково», и все говорят, что проблемы начинаются на этапе промышленных испытаний.

OGE: Why? Ageev: The product out of the lab is hardly going to

НГЕ: Почему? Агеев: Продукт, вышедший из лаборатории, вряд ли

work the way it was meant to at its very first field trial. Very likely there will be many factors that are unaccounted for, things that need to be fine-tuned and perfected. After that you can proceed to pilot testing which down the road is going to help commercialize the project. The pilot testing stage has been kicked out in Russia, start-up companies don’t have the opportunity to conduct field tests and oil companies suggest that we start pilots immediately with our lab prototypes. If it demonstrates low efficiency or breaks down even before reaching the well, you can shut the project down – our market indeed is big, but the news quickly spreads through the grapevine. That’s why many start-ups artificially slow down their own projects and balk at field tests because they understand there won’t be any margin for error. They’re not confident that the lab model, which works perfectly on a stand, will perform the same way in aggressive environment at 3,000 meters depth, 100 C temperature and 300 atmospheres pressure. In my opinion, this is the biggest problem start-up companies face today.

заработает с первого раза «в поле» так как задумывалось. Наверняка найдется большое количество неучтенных моментов, которые необходимо будет доработать, довести до ума. После этого уже можно переходить к опытно-промышленным испытаниям, которые в дальнейшем позволят коммерциализировать проект. У нас сейчас стадия ОПР выброшена, у стартапов нет возможности проводить полевые испытания, а нефтяные компании сразу предлагают выходить на ОПР с лабораторным образцом. Если он показывает низкую эффективность, либо ломается еще на подступах к скважине, проект можно закрывать – наш рынок хоть и большой, но «сарафанное радио» работает замечательно. Поэтому многие проекты искусственно сами себя тормозят и не выходят на полевые испытания, поскольку понимают, что права на ошибку у них не будет. Они не уверены, что прекрасно работающий на стенде лабораторный образец на глубине 3 000 м, температуре 100 ºC и давлении 300 атм сработает точно также находясь в агрессивной среде. На мой взгляд, сегодня это самая главная проблема российских стартапов.

OGE: Even bigger than attracting investments?

Ageev: Provided you properly position your business,

НГЕ: Даже более крупная, чем поиск инвесторов? Агеев: При правильном позиционировании совер-

finding investors isn’t difficult at all, the issue of financing doesn’t exist as such. Today, Russia lacks quality start-ups more than investments. And that’s not because there’s a shortage of good technology development, on the contrary, there are many great technologies… The problem is– among other things–in proper positioning of companies and their products in the market.

шенно не трудно привлечь инвестора, проблемы финансирования как таковой нет. В России сегодня, скорее, дефицит качественных стартапов, нежели инвестиционного финансирования. И это не потому что мало хороших разработок, их огромное количество... Дело в другом, в частности – в правильном позиционировании компании и продукта на рынке.

НГЕ: В чем проблема? В неумении грамотно «упаковать»? ●

PHOTO / ФОТО: NOVAS

A plasma cloud, forming afer the blast of a conductor, evaporates quickly down to ions ● Плазменное облако, образующееся в результате взрыва проводника, быстро испаряется до ионов

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Агеев: Разработкой занимаются ученые. К сожалению, для многих из них слово «маркетинг» – ругательное, словосочетание «позиционирование на рынке» – что-то бесполезное, «продвижение продукта» воспринимается как какая-то «разводка» на деньги. Мы такими же были до 2011 года. Потом, когда сели, осознали происходящее, посмотрели на мир по-другому, сломали об колено всю свою предыдущую стратегию, наработки и стали строить все с нуля. Такую вещь как информационный фон, который строится по кирпичику, постепенно и только потом начинает работать, многие стартапы совершенно не поддерживают. Их основной подход – ходить с пачкой своих лабораторных изысканий и теоретических наработок по разным министерствам, чиновникам, в крупные добывающие компании, где их все слушают, кивают, сочувствуют, хлопают по плечу и желают удачи. И так по кругу… НГЕ: По кругу можно идти долго… есть ли иной путь?

15

#11 November 2014

INNOVATIONS OGE: What exactly is the problem? Not being able to smartly “package” the products?

Ageev: Technologies are developed by scientists.

Unfortunately, for many of them the word “marketing” is a swearword, the phrase “positioning in the market” is viewed as something useless, “product promotion” is seen as some sort of a financial scam. Before 2011 we had looked at these things in the same way. Then, after we had sat down, figured out what was going on, looked at the world in a different way, we ditched entirely our previous strategy, prospects and began to build everything back from scratch.

Many start-up companies don’t support at all such an issue as publicity, which is built step by step, gradually, and starts to pay off later. What they mostly do is carry piles of paper with their lab tests data and theoretical concepts visiting different ministries and officials, large oil companies where everybody takes a listen, nods, sympathizes with them, pats them on the back and wishes them luck. And so they keep going in circles…

Агеев: Чтобы продвинуться в России в первую очередь необходимо уделить много внимания информационному фону с учетом того, что здесь намного тяжелее продвинуть российский продукт, чем иностранный. Почему у нас предпочитают заграничное? Как раз потому, что нет возможности проводить полевые испытания. Сейчас иностранный продукт приходит готовым к внедрению, отработанный на полевых испытаниях в США, Германии, Китае, где угодно… А российские разработки приходят сырые, без полевых испытаний. Так что выбрать – готовый, проверенный продукт или что-то непонятное, что еще неизвестно как заработает?! Выбор покупателя можно предугадать сразу. НГЕ: Как вам удалось сломать этот стереотип в Novas Energy Services? Агеев: Как я уже сказал, мы большое внимание уделили маркетингу, позиционированию продукта на рынке. Первым делом решили убрать любой негатив, ведь в России он появляется еще до стадии переговоров о контракте. «А, российское? Кулибины? Да ну вас к черту! Что вы там могли придумать, ерунда какая-то… Раз такие умные, почему это в Америке еще никто не придумал?» Не зря ведь у нас говорят, что нет пророка в своем отечестве. Разработчики толпами ходят и постоянно слышат одно и то же: «Вы пришли со своей разработкой, а у нас тут американская/немецкая/ китайская, и она уже внедрена, проверена, хорошо работает, зачем вы нам нужны?» Наученные этим опытом, мы первым делом убрали негатив.

OGE: One can go in circles very long… is there any alternative?

Ageev: To make a step forward in Russia, first of all you need to devote a great deal of attention to publicity considering the fact that it’s a lot more difficult to promote a local product here then a foreign one. Why do Russian clients prefer foreign technology? For the very reason that you can’t conduct field tests here. Today, when an import hits our market, it’s ready for installation, having been field-tested already in the United States, China, Germany, someplace else… At the same time, Russian products hit the market raw, without any field testing. So what do you choose – a finished product you can trust or something you don’t know and is a gamble in terms of its performance?!

You can easily guess what buyers would pick.

НГЕ: Как именно? Агеев: Весьма просто – нашли свободный сегмент на рынке, в области повышения нефтеотдачи, как бы это смешно ни звучало. Оказывается, там много свободных ниш. К примеру, всем хорошо известен такой метод, как ГРП, в России он суперпопулярен. Конкурировать с ним?

16

О том, что представляет собой технология генератора плазменно-импульсного воздействия (ПИВ) на скважину рассказывает Александр Пащенко, заместитель директора по науке Novas Energy Services. Это технология избирательного действия на продуктивные пласты. Я назвал бы ее революционной, поскольку она совершенно иного уровня, чем другие технологии, которые применяются сегодня для повышения нефтеотдачи. В принципе, наша технология базируется на известных физических процессах, которые изучаются более 100 лет. Еще в позапрошлом веке в США было замечено, что в результате взрыва порохового зарядя в нефтяной скважине резко повышался дебит нефти. Никто не мог это объяснить, даже сегодня существуют разные толкования этого явления. Тем не менее, есть масса известных приме- ● Plasmastreamer generator ров, в том числе – ● Силовой блок Plasmastreamer

Oil&GasEURASIA

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

It’s a selective action technology impacting hydrocarbon-bearing formations. I would call it a revolutionary technology since it’s on a completely different level than other EOR technologies applied today.

In principle, it’s based on well-known physical processes that have been studied for over a century. As early as the 19th century they noticed in the United States that if you blew a powder charge in an oil well, the flowrate surged rapidly. Nobody could understand why that was so, and even today there are many explanations to that. Nonetheless, there is plenty of widely known examples, including a multitude of methods of acoustic impact on

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

What exactly is the plasma-pulse action generator technology (PPT)? Alexander Paschenko, Novas Energy Services deputy CEO, Science, explains.

№11 Ноябрь 2014

ИННОВАЦИИ

OGE: How did Novas Energy Services manage to break that stereotype?

Ageev: As I’ve said already, we paid a great deal of attention to marketing and positioning of our product in the market. Our priority was to remove all negative associations with it, which in Russia emerge as early as the contract talks stage. “Russian product, huh? Promising inventors? Go away! What could you come up with, it must be some nonsense… If you’re so smart, how come no one has invented this in the United States?” Our people don’t say in vain that no man is a prophet in his own land. Crowds of technology developers walk around and are told one and the same thing: “You came with your technology and we got U.S./German/Chinese technology that has been implemented already, works fine, why do we need you?”

Having learnt that lesson, we decided to eliminate negative associations first.

Легче сразу проект закрыть, чем пытаться конкурировать с ГРП. Но, давайте посмотрим на жизнь скважины после проведения гидроразрыва – идет всплеск добычи, он может продолжаться от пары месяцев до двух-трех лет, потом начинается спад. В итоге добыча падает на уровень рентабельности, скважина переводится в малодебитный фонд и потом консервируется. Мы предложили нефтяникам реанимировать скважины после падения эффекта от ГРП. Оказалось, это очень актуальная для них тема. Сегодня реанимацию проводят за счет химических методов, кислотными обработками, но чаще всего их эффект длится пару недель, максимум месяц. Мы предложили эффект от года и больше, нефтяникам это понравилось. Они четко понимали как будут выполнять планы по добыче, а мы предложили им эти планы перевыполнить.

OGE: How exactly?

Ageev: Very simple – we found a free segment in

или изменение профиля приемистости нагнетательных скважин. Известно, что один из популярных способов поддержания уровня добычи – поддержание пластового давления. Что происходит? Нагнетательные скважины промывают свои продуктивные пропластки, вымывают оттуда всю нефть, дальше начинают обводнять добывающие скважины. При этом добывающие скважины, чаще всего, имеет несколько нефтяных пластов, то есть вода поглощается уже промытым пластом, где уже ничего не осталось, а нефтеносный пласт остается неохваченным. Мы предложили услугу вводить в работу эти непромытые пропластки, она тоже оказалась востребованной.

НГЕ: Другие инициативы были? Агеев: Да, мы также предложили им выравнивание

enhanced oil recovery, no matter how funny it might sound. It turns out that there are many free niches in EOR. For instance, everybody is acquainted with hydraulic fracturing, which is highly popular in Russia. Competing with fracking? It’s easier to shut the project down immediately than compete with fracking. However, let’s look at the life of a well after a frac job is done – oil output surges, and that surge can last from a couple of months to two, three years.

After that, the output starts to decline. Ultimately, production plunges to breakeven level, the well later becomes marginal and, finally, it’s abandoned. We offered oil companies to revive these wells after the fracking effect begins to fade. It turned out to be an issue of vital importance for the companies. Today, wells are brought back to life with the help of chemical methods, acid treatments, but most often

НГЕ: Вы также работаете на высокообводненных скважинах… Агеев: В многих компаниях обводненность скважин достигает 96-98%. Мало того, что добыча при этом ослож-

a formation, with sound waves on a specific frequency boosting the flow of oil.

We offer a totally different principle, but physically it bears semblance to these PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ methods. PPT is ● Тhe plasma-pulse action equipment a few a wave action with seconds before the blast in a lab test a specific frequen- ● Аппаратура ПИВ за несколько секунд до cy. In the well sev- взрыва в ходе лабораторных испытаний eral hundreds of blasts of a calibrated metal conductor (by changing the conductor’s parameters we can achieve different effects) are made, triggering the subsequent formation of a highly ionized plasma cloud under the influence of an electric discharge. Its impact is comparable to the vibrowave impact on the formation. However, its mechanism radically differs from those technologies that have been applied until now. The main thing is that unlike our competitors we have managed to make this process easily navigable, controllable and adjustable to the needs of a specific well and field.

множество методов акустического воздействия на пласт, где звуковые волны тоже на определенной частоте повышают дебит нефти. У нас же совершенно другой принцип, но физика процесса где-то схожа с этими методами. ПИВ – это волновое воздействие с заданной периодичностью. В скважине производится несколько сотен взрывов калиброванного металлического проводника (при этом, изменяя параметры проводника, можно добиваться разных эффектов) с образованием высокоионизированного плазменного облака под воздействием электрического разряда, и дальнейшее его воздействие сравнимо с понятием виброволнового воздействия на пласт. Однако, оно принципиально отличается по механизму от тех технологий, которые использовались до сегодняшнего дня. Самое главное – это то, что нам в отличие от конкурентов удалось сделать этот процесс легко управляемым, контролируемым и настраиваемым под нужды определенного объекта, то есть, конкретной скважины, месторож● Modeling a blast in a well дения. ● Моделирование взрыва в скважине

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

17

#11 November 2014

INNOVATIONS their effect lasts for only a couple of weeks to a month, no longer. We offered operators a method whose effect will last for a year and more, and they liked our proposal. They clearly understood that they would still be able to fulfill their production plans, and we offered them to surpass these plans.

OGE: What about other initiatives?

Ageev: We also proposed to even out or change the input profile of injection wells. It’s common knowledge that one of the most popular methods of sustaining oil output is the maintenance of reservoir pressure. What happens when you do that? Injection wells wash up the effective pay, flushing away all the oil, and then water starts to flood producer wells. Most often, producer wells have several oil-bearing reservoirs, i.e. water is being absorbed by a reservoir that had been flushed already, and holds nothing, while the oil-bearing reservoir stays out of reach. We offered a service to involve these non-flushed effective pays, and it generated demand.

OGE: Your company also works at wells with extremely high water cuts…

няется, вода все забивает, так нефтяники еще несут и огромные затраты на борьбу с водой, ее утилизацию… Наш метод мы сразу спозиционировали как метод селективного воздействия, область воздействия в одной точке – 50 см по вертикали. Соответственно, можем воздействовать на очень тонкие пропластки. Если перед нами проводят подробное геофизическое исследование и говорят где нефть, а где вода, мы работаем четко по нефти. Увеличивается приток именно нефти в скважину и меняется соотношение «вода-нефть», снижается обводненность и компания начинает получать больше нефти.

НГЕ: Есть ли какие-либо ограничения по применению вашей технологии? Агеев: Ее применение пока ограничено по температуре до 100 ºС. В ближайшее время заработает наш испытательный стенд с кодовым названием «Гриль» – будем «жарить» свою аппаратуру, набрали большое количество различных материалов, которыми можно покрывать ключевые детали для повышения температурного режима. Наша цель – 140 ºС, но если будет 125 ºС – тоже посчитаем успехом. Ограничений по давлению практически нет – ПИВ работает до 600 атм, более

Autonomous mobile complex AMC-PPT Автономный мобильный комплекс AMC-PPT Resin-grouted pipe (13,780 ft. long, 4 conductors) Сталеполимерная труба (длина – 13 780 футов, 4 проводника)

Mast (the length of the mast is chosen so that it is possible to work in the wells under pressure) Мачта (длина подобрана с расчетом на работу в скважине под давлением) Geophysical laboratory (reference to the productive interval, geophysical data collection), Novas Logic terminal (connection with Novas Logic server, work plan development, geolocation) Геофизическая лаборатория (определение характеристик продуктивного пласта, сбор геофизических данных), терминал «Новас Лоджик» (соединение с сервером «Новас Лоджик», разработка плана работ, геопозиционирование)

Injector PDT-2500 (5,500-pound feed force) Устройство захвата и подачи колонны гибкой трубы PDT-2500 (сила подачи – 5,5 тыс. фунтов)

Storage spool (unique in terms of its holding capacity, protection against kinking and jam) Барабан для хранения ГНКТ (уникален по своей вместимости, защите от образования петель и смятия)

Preventer (innovative ultra-small preventer Lego S-M, 2.3 ft. high) Противовыбросовое устройство (инновационное, миниатюрное Lego S-M, высотой 2,3 фута)

18

Plasma-pulse action generator (adapted for horizontal wells treatment) / Генератор плазменноимпульсного воздействия (адаптирован для работы на горизонтальных скважинах)

nt treatme ействия set for д Points ные для воз выбран Точки,

The ability to control the intensity of impact ensures safety of the well treatment near the water-bearing beds / Возможность контроля интенсивности воздействия гарантирует безопасность обработки скважины вблизи водонасыщенных коллекторов

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

● ●

Тhe Grill testing stand Испытательный стенд «Гриль»

OGE: Are there any restrictions on the application of your technology?

Ageev: In terms of temperature, its application is currently limited to 100 С. Very soon we are going to put into operation our test stand code-named Grill – we will be “frying” our equipment, we have assembled a large quantity of different materials to cover the key parts of our gear in order to raise the temperature. Our goal is to withstand 140 С, but if we make it to 125 C it will also be a success. Pressurewise there are practically no restrictions at all – our equipment can handle the pressure of up to 600 atmospheres, higher pressure is possible offshore and in ultradeep wells, but we’re not going there anyway. As regards methodological restrictions, the efficiency of our technology is low in clay pays. Clay is not a resonator, waves can’t pass through it, and, accordingly, efficiency is low. The same happens when reservoir pressure drops – the environment loses resiliency, waves can’t spread, and the technology isn’t efficient. If we work “blind”, without a geophysical survey, we can take up the task of boosting the liquids flowrate at extremely flooded wells, but not the oil flowrate. Oil companies have an approach maintaining that “more liquid means more oil.”

Sometimes this approach works out fine, but we prefer to work after a geophysical survey had been done.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Ageev: Many companies have wells with a water cut amounting to 96-98 percent. Production takes a hit, it gets more complicated as water fills out everything, and oil companies spend significant funds to fight the water, to utilize it … We pitched our technology as a selective impact method with the impact area in one spot – 50 centimeters down.

Accordingly, we can impact very thin pays. If a detailed geophysical survey is conducted in advance and we’re told where the oil and water are, we specifically target oil zones. The oil flow into a well rises and the wateroil ratio changes, the water cut is reduced and the oil company pumps more oil.

ИННОВАЦИИ высокое давление может быть на шельфе и в сверхглубоких скважинах, но мы туда просто не полезем. Что касается методологических ограничений, наша технология малоэффективна на глинистых пропластках. Глина не резонатор, волна через нее не проходит, соответственно, эффективности мало. То же самое происходит при посаженном пластовом давлении – среда теряет свою упругость, волны не распространяются, технология неэффективна. Если работать вслепую, без геофизических исследований, то, к примеру, на высоко обводненных скважинах, мы беремся увеличивать дебит жидкости, а не дебит нефти. Есть такая позиция среди нефтяников «больше жидкости – больше нефти». Иногда срабатывает, хотя мы предпочитаем работать после исследований.

НГЕ: Наверное, немалую роль в успехе сыграло и то, что ваша технология экологична? Агеев: Мы понимаем, что основной рынок для нас – иностранный. Заработать большие деньги в России не позволит НДПИ, у нефтяников очень сильно ограничены возможности платить за наш сервис, поскольку все упирается в окупаемость. Следовательно, мы с самого начала стали строить информационный фон с учетом того, что когда-нибудь поедем работать за границу. К примеру, сходу заявили, что мы – «зеленая технология». И это действительно так – никакого отрицательного воздействия на окружающую среду нет, металл, который взрываем в скважине превращается в плазму и испаряется до ионов. Более того, наша технология может заменять другие, недостаточно экологичные методы. Подобный подход очень нравится заказчикам в странах, где трепетно относятся к экологии. В некоторых штатах США, например, запрещены гидроразрывы и ограничены или полностью запрещены химические методы. Для нас это просто Клондайк, золотое дно. НГЕ: Как в эту картину вписана научная часть раз-

OGE: Your technology is environmentally friendly. How did that contribute to overall success of your company?

Ageev: We understand that our main market is abroad. We can’t earn more in Russia because of the subsoil tax, the ability of domestic oil companies to pay for our services is heavily limited as everything winds down to return on investment rates. Consequently, we had been building up our publicity from the outset looking at a perspective of working abroad some day. For instance, we immediately stated that we were a “green technology.” And this is true – there isn’t any negative impact on the environment, the metal that we blow up in the well turns into plasma and evaporates down to ions. Moreover, our technology can replace other methods that aren’t friendly enough to Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

работок?

Агеев: Мы активизировали работу с научными институтами, в первую очередь российскими – РГУНГ им. Губкина, РАН, Институтом проблем нефти и газа… во всех этих структурах работают очень сильные специалисты, которые согласились дорабатывать технологии вместе с нами. С Академией наук сейчас ведем ряд совместных проектов, которые, надеюсь, тоже будут достаточно эффективными. В то же время мы перестали раздражать рынок предложениями устроить революцию и заменить традиционные методы – теперь предлагаем улучшение эксплуатации месторождений работая на новых участках. Иными словами, нам удалось нейтрализовать плохое восприятие того, что мы делаем в России. Более того, мы никогда не ругаем

19

INNOVATIONS environment. This approach is favored by clients in those countries that devote a lot of effort to environmental protection. In some U.S. states, for instance, a ban on frac jobs is in effect and chemical treatments are either limited or completely banned. It’s like the Klondike for us, a true gold mine.

OGE: How does scientific research fit into the whole picture?

Ageev: We have stepped up cooperation with petroleum institutes, Russia-based academia in the first place – Gubkin Oil and Gas University, Russian Acaademy of Sciences, Institute of Oil and Gas Problems… all of these bodies boast top-level experts who agreed to fine-tune our technology with us. We currently have several projects going with the Academy of Sciences that we hope will be rather efficient.

Meanwhile, we stopped irritating the market with our ideas to stage a revolution and replace traditional methods.

Now we offer to improve well operation by working in new segments. In other words, we managed to neutralize bad reception of what we do in Russia. Also, we never criticize any technology, every solution has a right to exist. For instance, we have about 70 EOR technologies today in Russia and all are applicable. I can’t say that our technology is a pill that cures every illness. We’re efficient someplace, someplace else we’re less efficient and someplace we’re not efficient at all.

We clearly understand that we don’t have a magic wand, we can work in some places and we can’t in some others. There were instances when we opted to reject offered contracts and money in order to keep our reputation unharmed by failed jobs, despite the clients’ willingness to pay in advance!

OGE: Even so?

Ageev: Yes. We often decide against taking up an offer to work at certain wells because our technology isn’t traditional yet, so that it would be used regardless of its actual effect. We care about each well and our efficiency is 80 percent. Despite rigorous selection, we still have 20 percent of failed jobs, that’s why we need to improve continuously.

OGE: But you surely do remember who was the first to trust you back then when others weren’t ready to give you more than one chance?

Ageev: Indeed, back in 2007-2009 we had chances that were actually attempts without a right to make a mistake. At that moment some pilots were successful, some weren’t. We were lucky that our first pilots were successful and if we failed after that, we could refer to previous results and warn potential clients that our technology is still being developed. But many companies–including some of which we’re now coming back to with a fine-tuned technology–didn’t believe in us back then. However, there were opposite situations, too. The first company that had faith in us was Polar Lights, a joint venture of ConocoPhilips and Rosneft. In 2009, we carried out a pilot project at our own expense at the Ardalynskoye field. Later, they let us repeat to see for themselves if it was really efficient. The client liked the results in those two projects and signed a threeyear contract with us. After that we did a couple of jobs there that failed, but the lion’s share of work was successful, including our best well, where the flowrate increased by 80 tons per day. Until then we hadn’t had such fantastic incremental growth because we mostly used to get old wells that produce no more than 15 tons of oil. Here, they gave

20

#11 November 2014

какие-либо технологии, каждая из них имеет право на жизнь. К примеру, сейчас в стране около 70 разработок в области повышения нефтеотдачи, и все они применимы. Я не могу сказать, что наша технология – это таблетка от всех болезней. Где-то мы эффективны, где-то – менее эффективны, а где-то вообще неэффективны. Мы четко понимаем, что у нас нет волшебной палочки, здесь можем работать, а там – нет. У нас были случаи когда мы полностью отказывались от контракта и денег, чтобы не испортить репутацию своей технологии неуспешными работами, хотя нам за них платили деньги вперед!

НГЕ: Даже так бывало? Агеев: Да. Мы очень часто отказываемся от работы на каких-то конкретных скважинах, поскольку наша технология еще не стала традиционной, которую применяют без оглядки на эффект. Пока что дорожим каждой скважиной, при этом эффективность наших работ составляет 80%. Несмотря на строгий отбор, проводим 20% неуспешных работ, поэтому и говорю, что нам необходимо постоянно совершенствоваться.

НГЕ: Но вы наверняка помните кто первым поверил в вас тогда, когда другие не давали больше одного единственного шанса, чтобы проявить себя? Агеев: Действительно, те шансы, которые у нас были в 2007-2009 годах, можно назвать попытками без права на ошибку. На тот момент какие-то ОПР проходили успешно, какие-то – нет. Нам повезло, что первые ОПР прошли успешно, и если следующие заканчивались неудачей, мы ссылались на предыдущие результаты и предупреждали, что технология находится на стадии становления. Но все равно очень многие компании, в которые мы, кстати, сейчас возвращаемся с доработанной технологией, на тот момент ставили на нас крест. Хотя были и обратные примеры. Первыми в нас поверили в компании «Полярное сияние» – СП ConocoPhilips и «Роснефти». В 2009 году мы провели пилотный проект на свой страх и риск на Ардалинском месторождении, после этого нам дали повторить, чтобы убедиться, что эффект действительно есть. По итогам двух проектов компании результат понравился и с нами подписали трехлетний контракт. Потом у нас были одна или две неуспешные работы там, но львиная доля работ была проведена удачно, включая нашу лучшую скважину, дебит которой вырос на 80 т в сутки. Таких сумасшедших прибавок у нас не было, потому что нам обычно дают старые скважины, которые добывают максимально 15 т. А тогда нам дали скважину, которая добывала 80 т, компания рискнула, а после нас эта скажина стала добывать 150-160 т! Еще один положительный пример – сотрудничество с «Томскнефтью». В 2008 году мы провели пилотный проект, после этого ежегодно участвовали в тендерах, выиграли один из них и получили контракт. Положительных примеров много, отрицательные, к сожалению, тоже есть по ряду причин… Пилотные проекты приходились на этап когда наше позиционирование было не совсем правильным, отказы тех времен – не вина компаний, а наша ошибка, мы неправильно себя преподносили. Поэтому некоторые компании до сих пор воспринимают нас прохладно. Негатива не осталось практически нигде, есть только прохладца в некоторых местах. НГЕ: Какую долю в бизнесе Novas Energy Services занимает Россия? Агеев: Сегодня это примерно лишь 10%. То, что можем заработать по всей России, нам принесут две-три скваOil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

us a well that produced 80 tons, the client was ready to take a risk and it paid off as the well started producing 150-160 tons when we were done!

Another positive example is our cooperation with Tomskneft.

In 2008, we carried out a pilot project, and later we regularly took part in their tenders every year. We won one of them and signed a contract. There are many positive examples, unfortunately, there are negative examples, too, due to a number of reasons… We did pilot projects in the phase when our positioning in the market wasn’t completely right, and the clients' refusals dating back to those times shouldn’t be blamed on the companies, we made a mistake with a wrong pitch. That’s why some companies’ attitude towards us is still lukewarm. No one is negative, but certain aloofness is still present in some places.

ИННОВАЦИИ жины в Кувейте. Поэтому нам выгоднее работать за рубежом. Когда я впервые приехал на CERA Week в Хьюстон в 2012 году, для меня Америка была абсолютно загадочным рынком. Сейчас могу совершенно четко сказать, что Америка – это один из самых гибких и доброжелательных по отношению к стартапам рынков в мире. Количество желающих вложиться в стартап зашкаливает, от нефтяников слышим: «Хотите попробовать – пробуйте, экспериментируйте! Есть очень плохие скважины, если что-то сделаете, будет замечательно. Не сделаете – ну и бог с ним, они и так дают четверть барреля в сутки, не жалко!» Также впечатляет объем американского рынка – по количеству скважин он равен всему остальному миру вместе взятому! На нем могут работать тысячи компаний и вообще не встретиться ни разу.

OGE: What is Russia’s share НГЕ: Объемы заказов в США in Novas Energy Services’ business? растут как на дрожжах…

Ageev: Today, it’s approxi- ● Innovation companies need training grounds to test Агеев: Там достаточно mately 10 percent. The money we and fine-tune their technologies, thinks Nikita Ageev показать хороший результат на can make in Russia is equal to ● Инновационным компаниям нужны полигоны для паре-тройке скважин и вам тут what we can make at two or three обкатки собственных разработок, считает Никита Агеев же предлагают внедряться масwells in Kuwait. Therefore it’s штабно – 50, 100, вплоть до тысяmore profitable for us to work abroad. When I first arrived чи скважин! Сегодня мы работаем в пяти штатах: Техасе, to attend CERA Week in Houston in 2012, the United States Луизиане, Оклахоме, Канзасе и Калифорнии. Мы пока was an absolutely enigmatic market. Today, I can state – монотехнологичная компания, хотя понимаем уже, что clearly that the United States is one of the most flexible надо строить политехнологичную. Уже ведем переговоры and start-up-friendly markets in the world. The numbers с рядом стартапов, для того, чтобы собрать все эти техноof those who want to invest in start-ups are huge, oil com- логии под своим флагом и сделать своего рода технолоpanies keep telling us: “You want to give it a try – go ahead, гический супермаркет – предлагать не одну технологию, experiment! We got some very bad wells, if you manage to а целый комплекс. К примеру, наша технология на глиниturn things around in those wells, that would be excellent. стых пропластках и на скважинах с очень сильно посаженIf you don’t, never mind, they’re producing a quarter of ным давлением (когда пластовое давление ниже давления a barrel per day anyway, we can live with that!” Another насыщения) не работает, соответственно, предлагаем альimpressive thing is the size of the U.S. market, which has as тернативное решение, которое, возможно, будет лучше many wells as the rest of the world! You can have thousands работать в этих условиях. of companies working in that market without ever meeting each other. НГЕ: Любопытно, что потенциальные заказчики сегодня проявляют больший интерес к вашему американOGE: The number of orders in the United States is grow- скому офису, нежели к головному, российскому. Чем это объясняете? ing rapidly…

Ageev: It suffices to perform well at two or three Агеев: Давайте вспомним, кто основные игроки серwells and you immediately get an offer to work on a larger висного рынка. Первая пятерка – американские компании. scale, 50, 100, up to a thousand wells! Today, we work in five Заказчики по всему миру привыкли, что сервис делают states: Texas, Louisiana, Oklahoma, Kansas and California. под звездно-полосатым флагом. Поэтому когда они видят For the time being we’re a single technology company, какую-то новую разработку и перекрещенные два флажка though we understand that we need to build a multi-tech – российский и американский – то у всех четкое понимаbusiness. We’re talking already to a number of start-up ние, что штаб-квартира в Америке, а в России – филиал. companies in order to gather all these technologies under Поэтому многие очень сильно удивляются, когда звонят our flag and create a technological supermarket of some в наш хьюстонский офис, а им отвечают: «Вам в Россию kind that would enable us to offer a whole complex of звонить надо!» Как в Россию?! Вот так. Кстати, интерес проservices instead of just one technology. For instance, our являют практически везде – в Южной Америке, на Ближнем technology doesn’t work in clay pays and in wells with Востоке, Юго-Восточной Азии, даже в Африке, и почти Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

21

#11 November 2014

significantly dropped pressure (when the reservoir pressure is lower than the saturation pressure). Accordingly, we offer an alternative solution, that might work better under these conditions.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

INNOVATIONS

все сначала звонят в Хьюстон… Интересная история была с китайцами – звонили в Москву, приезжали с фото-аппаратами, видео-камерами, просили открыть прибор… Однако позиция у них была такая: «Если вы такие хорошие, почему тогда в Америке не работаете?! Если там внедритесь, добро пожаловать в Китай! А если не хотите идти по такому пути, давайте создадим СП, отдадите нам технологию, получите свои 49%». Думаю, не надо рассказывать, как технологии потом резко становятся китайскими.

OGE: It’s interesting that potential customers display today a bigger interest in your U.S. office than your head office in Russia. How do you explain that?

Ageev: Well, let’s remember who the Top 5 players in the global services market are. Those are all U.S. companies. Clients around the globe know that services are done under the flag with stars and stripes. So when they see some new technology and two НГЕ: Опыт работы в США crossed–U.S. and Russian–flags, they помогает выходить на новые tend to think that the corporate headрынки? quarters is in the United States and Агеев: В 2008-2010 годах a rep office in Russia. They’re greatly мы неоднократно ездили в тот surprised when they call our Houston же Оман, Эмираты, другие страoffice and are told: “You need to call ны Персидского залива. Нам Russia!” What do you mean Russia?! всегда жали руку, говорили, что Russia it is. By the way, we’re generating очень интересно, и неизменно interest virtually everywhere: in South обещали перезвонить. На этом America, the Middle East, Southeast ● According to Nikita Ageev, Russia is a customer's mar- все заканчивалось. Сегодня же, Asia, even in Africa, and almost every- ket, and the United States – a contractor's market если бы за спиной не было хороone starts calling Houston first… We ● По словам Никиты Агеева, в России – рынок ших результатов на американhad an interesting story with Chinese заказчика, в США – подрядчика ском рынке, офиса в Хьюстоне, businessmen. They called Moscow, грамотного пиара, благоприятtraveled to Russia, brought along their ного информационного фона, photo and video cameras, asked us to open up our equip- положительных отзывов клиентов, нас бы вряд ли пустили в ment … However, their stance was along the lines of “If Кувейт, куда мы вышли через «Газпромгеофизику», пробивyou’re so good, how come you don’t work in America?! If шую нам пилотный проект в этой стране. you can make it there, welcome to China! If you don’t want to explore that path, let’s set up a joint venture, give us your НГЕ: Но вы не собираетесь останавливаться на technology and you’ll get your 49 percent in the venture.” достигнутом. Насколько нам известно, Novas Energy I don’t think I have to tell you how technologies quickly Services, совместно с зарубежным партнером, планирует become Chinese in these kind of situations. предложить рынку совершенно новое решение в области повышения нефтеотдачи в горизантальных скважинах. О OGE: Does U.S. experience help Novas Energy Services чем конкретно идет речь? enter new markets? Агеев: Это автономный мобильный комплекс (АМК) Ageev: In 2008-2010, we traveled a number of times to для горизонтальных скважин. Разработка технологии Oman, U.A.E. other countries of the Persian Gulf. Everybody идет полным ходом, до ее вывода на рынок остается уже shook our hand, told us how interesting our technology меньше года. Хотим устроить революцию и считаем, что was and invariably promised to give us a call. But that was у нас получится. В комплекс будут входить машина миниit. Today, if we hadn’t had good performance results in колтюбинг на базе обычного грузовика MAN, облегченная the American market, a Houston office, smart PR support, сталеполимерная труба. Туда же будет встроено геофиgood publicity, positive client testimonials, we would have зическое оборудование, установлен комплекс управлеhardly been let to work in Kuwait, which we entered via ния нашей аппаратурой, а в состав АМК войдет и необходимый лубрикатор для работы «под ключ». Машина Gazpromgeofizika that helped us get a pilot project there. будет приезжать на горизонтальную скважину, работать OGE: But you’re far from being done. As far as we в течение двух-трех дней, и уезжать, тогда как скважиknow, Novas Energy Services and its foreign partner plan на заработает значительно лучше. Инвестором проекта to offer a completely new EOR solution for horizontal wells. выступила канадская компания TechnoVita Technologies. Согласно условиям договора, она получит 30% в нашем What exactly is this project about?

Ageev: We call it an autonomous mobile complex сколковском проекте по горизонтальным скважинам и (AMC) for horizontal wells. The development is in full swing, инвестирует $6 млн. we’re less than a year away from the product launch. We want to stage a revolution and we think we’re going to sucНГЕ: Почему вы уверены, что проект получится удачceed. The complex will include a mini-coiled tubing vehicle ным?

22

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

replicating an ordinary MAN truck, and a lightweight resin -grouted pipe. It will also carry geophysical equipment and have controls system to run our own gear, as well as the necessary lubricant enabling us to work on turnkey terms.

The vehicle would arrive at a horizontal well, work for a couple of days and leave. The well, meanwhile, would start producing a lot more. Canada’s TechnoVita Technologies is the project’s investor. According to contract terms, it will receive 30 percent in our Skolkovo project on horizontal wells and will invest $6 million.

OGE: Why are you so confident that the project will be successful?

Ageev: Judging by its potential, the horizontal wells project should surpass all our current projects. Today, horizontal drilling outstrips vertical in terms of footage, and despite that there are still many problems with horizontal wells that aren’t solved yet. Following the drilling, a great deal of horizontal wells perform up to only 20 percent of their ability due to filter clogging, perforation … Even when they perform a multi-stage frac job, it’s done at a 50-meter distance, and still there remain sections that aren’t involved. The idea behind our complex was born in Canada. We traveled there to present our horizontal wells project, and our partner, TechnoVita Technologies, gathered the representatives of oil producers. We made our presentation and they told us: “Guys, everything is fine, we like it a lot, but we just need to clean up the holes in our horizontal wells. There’s no need for you to do anything, but clean up the holes downhole. Do you think you're able to do that?” We replied that we were, but we couldn’t figure out how to deliver our gear down there, it involved many difficulties not only in terms of delivery, but safety as well. Standard coiled tubing, delivery pressure of 12 tons.

It’s a small pipe and if it gets stuck someplace or hits the joint, it will be mangled and clog the well. That’s the end of the well, which costs $10 million! Understandably, no one wanted to take these risks. Moreover, it’s desirable to flush the well before and after treatment to remove the mud, which blocked the gear on its way down and then remove the mud we flushed from the holes. It would also be good to perform geophysical study, so we understand what zones exactly we need to impact. When we counted all expenses–coiled tubing, our work, flushing, geophysical survey–the cost of one such treatment skyrocketed to $1 million! It would be difficult to find a client willing to pay that much. Our complex provides for a very compact operation, on a single chassis, using a standardized vehicle that doesn’t require any special permits to move and traffic police escort. In other words, we operate turnkey, without halting the work of horizontal wells. The customer risks nothing, and we can offer this service for a considerably lower amount of money, approximately $500,000. By the way, the customer will be able to recoup these costs in less than a month.

OGE: Where do you work today beyond Russia’s borders?

Ageev: We have offices in the United States (Houston) and India (New Delhi), and soon we’ll be opening an office in China. We work in the field in Kuwait, we should be starting soon in the United Arab Emirates, and we’re in talks with potential customers in Oman. We’re thinking about opening an office in Abu Dhabi. We also work in Azerbaijan and Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИННОВАЦИИ Агеев: Проект по горизонтальным скважинам по своему потенциалу должен превзойти все наши текущие проекты. Сегодня горизонтальное бурение по объемам опережает вертикальное, при этом существует огромное количество проблем с горизонтальными скважинами и они до сих пор не решены. Очень много горизонтальных скважин после бурения работают процентов на 20 своей мощности из-за банальной кольматации фильтров, перфорации… Даже когда выполняют многостадийный ГРП, его делают через каждые 50 м, и все равно остаются участки, не вовлеченные в работу. Идея такого комплекса родилась в Канаде. Мы приехали туда презентовать свой проект по горизонтальным скважинам, а наш партнер, TechnoVita Technologies, собрал представителей добывающих компаний. Мы провели презентацию, после чем нам сказали: «Ребята, все отлично, очень нравится, но нам бы просто дырочки почистить в наших горизонтальных скважинах по всему стволу, не надо ни на что воздействовать, сможете?» Мы ответили утвердительно, но задались вопросом как туда доставить нашу аппаратуру – там же огромное количество сложностей не только с доставкой, но и с безопасностью. Колтюбинг обычный, давление доставки – 12 т. Небольшая труба – если застряла где-нибудь, в стык попала – окажется раздавленной и пробку в скважине сделает. Это конец скважине, которая стоит $10 млн! Понятно, что на такие риски никто не пойдет. Кроме того, скважину желательно промыть перед обработкой и после нее, чтобы удалить грязь, которая помешает сначала прибор доставить, а потом удалить грязь, которую мы выбьем из этих дырок при ее удалении. Более того, неплохо было бы проводить геофизические исследования, чтобы понимать, куда воздействовать. Когда все это посчитали – колтюбинг, нашу работу, промывку, геофизику – стоимость одного воздействия достигла $1 млн! Найти клиента при таких ценах тяжело. А с нашим комплексом мы делаем все компактно, на одном шасси, используя стандартные машины, для передвижения которых не требуются никакие дополнительные разрешения и сопровождение ГАИ. Иными словами, работаем «под ключ», не останавливая при этом работу горизонтальных скважин. Заказчик ничем не рискует, а мы можем эту услугу предлагать за меньшие деньги, примерно полмиллиона долларов, при том, что заказчик окупит эти затраты меньше, чем за месяц. НГЕ: Где вы сегодня работаете за пределами России? Агеев: У нас есть офисы в США (Хьюстон) и Индии (Нью-Дели), в ближайшее время откроем еще один в Китае. «В поле» работаем в Кувейте, вскоре рассчитываем начать в ОАЭ, ведем переговоры с Оманом. Думаем об открытии офиса в Абу-Даби. Также работаем в Азербайджане, получено предложение открыть офис в Баку. В Юго-Восточной Азии партнеры настоятельно рекомендуют нам открыть офис в Сингапуре – страна хоть и не добывающая, но при этом высоко уважаемая в регионе как финансовый центр, и уже через этот офис сможем работать со странами региона, такими как Мьянма, Индонезия (переговоры находятся на финальной стадии), Малайзия (ведем разработку аппаратуры для шельфа). Для нас это тоже будет золотое дно, поскольку ГРП практически не применяются, применение же методов химического воздействия на шельфе там является проблематичным и крайне ограничено по экологическому принципу, и чуть ли не единственным методом увеличения нефтеотдачи является реперфорация. Поэтому надеемся, что к концу 2015 года закончим разработку и

23

INNOVATIONS we have an offer to open an office in Baku. Our partners in Southeast Asia strongly recommend that we open an office in Singapore – it’s not an oil producing country, but it is highly reputed in the region as a financial center, and via that office we could work with regional producers such as Myanmar, Indonesia (talks in the final stage), Malaysia (we develop equipment for offshore operations). This could also be a gold mine for us, since frac jobs are practically not being done and application of chemical methods offshore is problematic and heavily limited due to environmental concerns, so nearly the only EOR method is re-perforation. That’s why we hope that by the end of 2015 we will finish developing our equipment and start working offshore. There was a time when we had a shortage of orders, today, we’re short of people and equipment. “Hammer hardening iron” isn’t difficult, but finding people is, and they need to be trained.

Even after completing the training approximately half of recruits quit. It isn’t difficult to teach someone to press a button, but this is work on facilities that pose danger, and when we start working offshore it will be an entirely new ballgame for us. Besides, don’t forget that we operate abroad. Until local staff completes training we have to use Russian personnel. In the United States an employee can’t work without a working visa. Because of that our employee simply stands by providing valuable advice. You can’t do it any other way and the work won’t wait. If it’s Kuwait or the Emirates, we pool forces – we have a local team that, as a rule, is recruited from service companies, and our team, which simply advises locals what to do. At the moment, we’re in the midst of an intensive recruitment campaign, on average we hire several new people each week.

OGE: You already said your Russian business accounts for 10 percent of revenue. Considering your expected “offensive” on foreign markets, could it be slashed further?

Ageev: I think that after the launch of AMC it would drop to 2 percent. There are, of course, horizontal wells in the Russian market and we will allocate one complex for the purpose of serving Russia as enquiries from local companies have already begun coming in… The moment we announced that we were developing AMC, we started getting phone calls and contract offers. We don’t depend on any contractors, we work turnkey and are able to move the complex around freely, without any restrictions. Classic coiled tubing units are also mobile, trucks move them from well to well, but you need to apply for a permit for a specific route a week in advance, file a request and drive with traffic police escort because typical coiled tubing trucks are oversized, they’re too wide. We are going to use an absolutely ordinary size truck which will be able to move easily across the country.

OGE: You are one of the advocates of the idea to set up special training grounds where innovation companies could test their technologies before offering them to potential customers. What’s the situation like today and what needs to be done to change it?

Ageev: Today, there is nothing since only oil majors have training grounds and they test their own technologies there. They develop something in a lab and then test it at their own facility. One thing is for sure – they won’t be letting any start-up firms use their facilities.

Basically, we need only political will to change this situation. We have developed a simple concept of a train-

24

#11 November 2014

начнем работать на шельфе. Когда-то не хватало заказов, теперь не хватает людей и аппаратуры. Но если «наклепать железо» несложно, то с людьми сложнее, их надо обучать, причем даже по окончании обучения примерно половина отсеивается. Научить кнопку нажимать не трудно, но это работа на опасных объектах, а когда начнем работать на шельфе – целая наука. Кроме того, не забывайте, что это работа за границей. Пока местные кадры еще не обучены, приходится использовать российские. В тех же США человек не имеет права работать без рабочей визы, поэтому наш сотрудник просто стоит рядом и дает умные советы. По-другому нельзя, а работа не ждет. Если это Кувейт или ОАЭ, объединяем силы – работает местная команда, чаще всего взятая из сервисных компаний, и наша, которая попросту подсказывает, что надо делать. Сейчас активно набираем людей, каждую неделю берем по несколько человек на работу.

НГЕ: Вы уже говорили, что доля российского рынка в бизнесе компании составляет 10%. Она может снизиться с учетом готовящегося «наступления» на зарубежные рынки? Агеев: Я думаю, что после ввода АМК она снизится до 2%. На отечественном рынке есть, конечно, горизонтальные скважины, один комплекс мы обязательно оставим в России, поскольку уже поступают запросы от компаний… Как только мы объявили о разработке АМК в Сколково, нам сразу стали звонить и предлагать работу. Ведь мы не зависим от каких-либо подрядчиков, работаем «под ключ» и двигаемся абсолютно свободно. Классический колтюбинг тоже мобильный, передвигается со скважины на скважину, но его передвижение нужно за неделю согласовывать, подавать заявку и ехать с сопровождением ГАИ, поскольку у него нестандартные габариты, слишком широкая машина. Мы же будем использовать абсолютно обычную машину размером с типовой грузовик, которая будет легко передвигаться по стране. НГЕ: Вы один из авторов идеи создания специальных полигонов, на которых инновационные компании могли бы обкатывать свои технологии перед тем, как предлагать их потенциальным заказчикам. Как сегодня это выглядит и что нужно сделать, чтобы изменить ситуацию? Агеев: Сегодня это не выглядит никак, поскольку полигоны есть только у крупных нефтяных компаний, а на них обкатывают в основном разработки этих же компаний. Что сами разработают, там и тестируют. Пускать туда непонятные им стартапы они не будут. Чтобы изменить ситуацию, по большому счету необходима только политическая воля. Мы разработали простую концепцию полигона, которая обеспечит новаторам доступ к инфраструктуре реального нефтяного месторождения для апробации и отладки своих методов. При этом, каких-либо дополнительных бюджетных денег на это не потребуется, у нас есть предварительная договоренность о финансировании проекта крупным российским инвестором. Проблема в сложной процедуре присвоения нерентабельному месторождению статуса научного полигона. Тем не менее, мы сейчас активно работаем в этом направлении. Надеюсь, нам удастся пробиться через бюрократические дебри и предоставить возможность всем стартапам отрабатывать свои технологии, что называется, в полевых условиях, не рискуя при этом получить волчий билет прямо на старте своего проекта.

Oil&GasEURASIA

ИННОВАЦИИ

ing ground that would provide innovators with access to infrastructure of a real oilfield for testing and fine-tuning their technologies. This wouldn’t require any additional budget allocations as we have a preliminary agreement with a large Russian investor to finance the project. The problem is the complex procedure of assigning the status of a scientific training ground to a non-commercial well. Nonetheless, we continue to work in this direction. I hope we’ll be able to remove bureaucratic hurdles and provide an opportunity to all start-up firms to test their technologies under genuine field conditions without risking to be labeled a failure at the very start of their projects.

As of now, we and other start-up companies are being offered to conduct pilots. It goes like “you’ve been successful presenters, now go ahead and prove what you showed us through a pilot!” Moreover, if an oil production company has five subsidiaries, they require us to do pilots for each of those five! If a pilot fails, the technology is most often shelved. Sometimes, other ● The Autonomous Mobile Complex for horizontal wells is a revolutionary technology, things can happen, too – three subsidiaries believes Novas Energy Services CEO axed the technology and the other two decided ● Автономный мобильный комплеск для работы на горизонтальных скважинах – to introduce it! Most often we’re given three революционная технология, уверен глава Novas Energy Services wells. If one is efficient and the other two aren’t, the customer considers it a failure, though our technology Сейчас же нам, и прочим стартапам, предлагают проrequires one to three months of performance monitoring. водить ОПР. Мол, убедительно презентовали – теперь докажите на ОПР! Более того, если у добывающей компании пять «дочек», ОПР требуют провести в каждой! Если ОПР OGE: Do you cover the costs of testing yourselves?

Ageev: In some cases we perform tests at our expense. прошли неуспешно, на разработке чаще всего ставят крест.

In some others, customers agree to cover the cost of suc- Бывает и так – в трех «дочках» поставили крест, а две готовы cessful jobs. In the United States, we covered the cost of внедрять! Чаще всего дают три скважины. Если одна эффекtesting for our first 10 wells. We always calculate the cost тивна, а две – нет, все, это неудача, хотя наша технология of our work based on the financial capability of customers. требует от одного до трех месяцев наблюдения.

Our job is to help him recoup what he spent in 30 to 90 days. In certain regions our services are cheaper, in others – НГЕ: При этом все расходы несете сами? more expensive. There are objective factors that impact the Агеев: В каких-то случаях эти работы выполняются cost, such as logistics complexity, downhole temperature, бесплатно. В других, бывает, заказчик соглашается компенnet pay. It’s one thing to treat a 1,000-meter-deep well with сировать расходы по успешным работам. В США первые 10 a two-meter net pay in America and another dealing with a скважин мы делали за свой счет. Стоимость всегда рассчиты3,000-meter-deep well in Kuwait that has a 300-meter net ваем от заказчика. Наша задача, чтобы он окупил свои затраpay. In one case we’re done in two hours and after that we ты от 30 до 90 дней. В одних регионах наши услуги дешевле, can move to another well. In the other case we’ll be toil- в других дороже. Есть объективные вещи, влияющие на ing for two or three days at the well, kill off two or three стоимость – сложность логистики, температура в скважиequipment units, run the charges to zero, capacitors will нах, мощность пластов. Одно дело обработать в Америке be good for nothing and electrodes will go out of order. километровую скважину с мощностью 2 м, либо в Кувейте Consequently, our services in Kuwait will be several times трехкилометровую с мощностью 300 м. В одном случае мы more expensive than in the United States. But the well in это отстреляем за два часа, после чего можно перебиратьKuwait with a 300-meter net pay will recoup these costs in ся на другую скважину. В другом случае мы будем два-три a month by producing 1,000 to 2,000 barrels per day, while дня мучатся на скважине и угробим еще два-три аппарата, the U.S. well with a two-meter net pay and initial flowrate полностью разрядим их, конденсаторы можно выбрасывать, of 2-3 barrels per day will pay back in 30 to 60 days thanks электроды полетят. Следовательно, наши услуги в Кувейте to an output boost by 5-10 barrels per day. Ultimately, the будут в несколько раз дороже. Зато кувейтская скважина с effect is the same. But the major point about the U.S. market мощностью интервала в 300 м окупит эти затраты за месяц, is that after 10 pilot tests for different companies we didn’t потому что оттуда идет 1-2 тыс. баррелей в сутки, тогда как have to conduct new pilots when approaching new clients. американская, у которой с 2 м мощности идет 2-3 барреля, Also, in the United States you get paid immediately after окупится за 30-60 дней увеличившись на 5-10 баррелей. completing the job, and in Russia we face huge delays and Одно на одно и выходит. И самый главный момент относиcustomers want to monitor the effect before getting down тельно рынка США – проведя 10 пилотных работ в разных to paying you. In the U.S.A. you’re being paid for the job компаниях, нам уже не приходилось проводить их вновь, you did, and the customer runs the risk whether there will когда мы приходили к новым заказчикам. К тому же, в США be an effect or not. The major difference between the two платят по факту проведения работ, а здесь с большими Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

№11 Ноябрь 2014

25

INNOVATIONS markets is that in Russia it’s a customer’s market and over there it’s a contractor’s market. Here it’s more profitable to be a producer, in the United States – a service provider.

OGE: Start-up firms’ managers often complain about the difficulties in qualifying for tenders held by oil companies, they say they’re required to submit a pile of documents to be able to bid. How difficult was this for Novas Energy Services, and is it any easier if there’s a partner company, a “big brother” who’s already qualified for bidding, won a tender and is ready to take you on board as subcontractor?

Ageev: There are two paths. The chances of a startup company trying to enter the tenders of big oil producers, and win those tenders, are close to zero. We took a different approach. At the time, we hadn’t entered into a partnership with Gazpromgeofizika yet, but we did want to work. Ultimately, we decided to seek a free segment, i.e. we bid in tenders where we were literally the only participant or competed with companies that were evidently weaker than us.

Solution #2 is to cooperate with a senior partner, as a rule, a reputed service company with potential, capability and which traditionally operates in a specific region.

Everybody knows it there, and when such a company makes an offer to an operator, most often the proposal is accepted. The operator knows who he’s dealing with, the contractor had never let him down and had worked reliably all those years before…

OGE: Is this the way how your alliance with Gazpromgeofizika came about?

Ageev: Yes, but in the beginning we had decided to get to know each other better. They also didn’t want to run risks, offer unknown technology that could, perhaps, fail – that would hurt Gazpromgeofizika’s reputation, too.

So we decided to do some tests at small private companies, treated a couple of wells. This work helped convinced them that the technology was working. They can assess the situation easier as geophysicists – they did their own survey before and after our job, and noticed the result, the changes. That was enough for them. Effect is a tricky issue, a lot depends on the wells, but we demonstrated to our colleagues from Gazpromgeofizika that we can make the kind of change we had announced initially. They saw that change and began offering our services to their own clients. On our part, if we act alone and a customer asks us to perform the geophysical survey as well (in principle, it rarely happens, but still), we prefer to bring Gazpromgeofizika as geopyhisics contractor since we’ve established firm ties with them.

OGE: In the United States you succeeded alone, in Kuwait you entered the market via Gazpromgeofizika. What about other countries?

Ageev: Gazpromgeofizika has now paved the way for us to enter Kazakhstan, Gazprom has strong positions over there. A local service company from Azerbaijan approached us on its own, proposed to finance a pilot project and to promote our technology in SOCAR. In the Emirates, Malaysia, Indonesia and Myanmar we also do business through local service companies. Local firms already have all required licenses and permits, and doing business through them shortens bureaucratic procedures for years!

26

#11 November 2014

отсрочками и отслеживанием эффекта. В США же платят за выполненную работу, а будет эффект или нет – это уже риск заказчика. Основное отличие двух рынков – у нас рынок заказчика, в США – подрядчика. В России выгоднее быть добывающей компанией, в Америке – сервисной.

НГЕ: Представители стартапов нередко сетуют на трудности в прохождении процедур квалификации для участия в тендерах, жалуются, что нужно собрать огромное количество бумаг, чтобы получить право включиться в конкурентную борьбу. Насколько это было сложным для Novas Energy Services, и облегчает ли работу наличие компании-партнера, своего рода «старшего брата», который уже прошел квалификацию, выиграл тендер и может взять вас в проект на условиях субподряда? Агеев: Есть два пути. Шансы стартапа, который решил зайти в тендеры крупных добывающих компаний, и попытаться их выиграть, стремятся к нулю. Мы пошли немного другим путем. У нас тогда еще не было партнера в лице «Газпромгеофизики», зато было желание получать заказы. В итоге мы пошли путем выбора пустого сегмента, то есть, заявлялись на тендеры, в которых были фактически единственным участником, либо конкуренцию нам составляли компании, заведомо уступавшие Novas Energy Services. Второй вариант – это сотрудничество со старшим партнером, как правило, авторитетной сервисной компанией, которая имеет потенциал, возможности, и традиционно обслуживает определенный регион. К ней там уже привыкли, и когда предложение исходит от такой компании, заказчик его воспринимает лояльно. Предлагают свои, не подводили ни разу, надежно работали предыдущие годы… НГЕ: Так образовался и ваш союз с «Газпромгеофизикой»? Агеев: Да, но сначала мы решили узнать друг друга получше. Им тоже не хочется брать на себя риски, предлагать неизвестную технологию, которая, предположим, проявит себя плохо – это же нанесет удар и по репутации самой «Газпромгеофизики». Поэтому мы сначала провели с ними тестовые работы в небольших частных компаниях, обработали пару скважин. Они убедились, что технология работает. Им как геофизикам проще – они провели исследования до и после, увидели, что есть результат, изменения. Им этого было достаточно. Эффект – тот еще вопрос, там очень многое от скважин зависит, но мы продемонстрировали коллегам из «Газпромгеофизики», что добиваемся тех изменений, которые заявляем. Они их увидели, после чего стали предлагать нас уже непосредственно заказчикам. Мы же теперь, если идем куда-то сами и заказчик вдруг говорит, что вы должны работать со своей геофизикой – в принципе, это редко случается, но все же иногда бывает – мы предпочитаем брать «Газпромгеофизику» на подряд, поскольку у нас уже четко налажены взаимодействия.

НГЕ: В США вы пробились сами, в Кувейт – через «Газпромгеофизику». Как обстоят дела в других странах? Агеев: «Газпромгеофизика» теперь выводит нас в Казахстан, у «Газпрома» там крепкие позиции. Из Азербайджана на нас самостоятельно вышла местная сервисная компания с предложением профинансировать пилотный проект и продвигать технологию в SOCAR. В ОАЭ, Малайзии, Индонезии и Мьянме действуем тоже через местные сервисные компании. Местные «сервисники» уже имеют все необходимые лицензии и разрешения, и выход на эти рынки через них сокращает на годы бюрократические процедуры!

Oil&GasEURASIA

STANDARDS

PHOTO / ФОТО: TJSKL.ORG.CN

API Creates Common Language in Global Arena Стандарт API – «общий язык» на мировой арене

Pat Davis Szymczak, Bojan Šoć,

A

s Russian companies advance into foreign markets, they are more and more embracing certification standards under API. Though API stands for the American Petroleum Institute, today, API does 80 percent of its business in countries outside of the United States.

Its biggest customer has in the past been Italy given the large “cottage industry” of small and medium size equipment manufacturers that seek API certification to qualify as suppliers for projects all over the world. Russia has been a close second place in terms of volume of certificates sought from API, and in 2013 Russia nearly overtook the Italians.

Russia has even initiated a project to assist Russian exporters by adapting GOST standards to a new system that puts GOST more in sync with API. The reason is simple: API standards are global standards. Not only is certification according to API demanded in global projects; API offers a common standards language that transcends national boundaries. So if national oil companies in Russia and Brazil, for example, are working together, rather than argue about whose domestic certification systems are best, both sides simply agree on API as both sides contribute to the development of these standards.

Oil&Gas Eurasia recently polled Russian manufacturers who have gotten API certification for their production to get their view on the standards issue.

The first question we asked petroleum industry players in Russia related to reasons that pushed their companies toward API product certification.

28

Пэт Шимчак, Боян Шоч

В

ыходя на зарубежные рынки, российские компании все больше стараются обеспечить соответствие своей продукции и услуг стандартам API (Американского института нефти), который, несмотря на название, осуществляет до 80% своей деятельности за пределами США. В прошлом крупнейшим клиентом API была Италия, где малые и средние предприятия, в основном, работают по принципу семейного подряда. Для реализации продукции таких предприятий на мировом рынке необходима сертификация по стандартам API. Россия, с небольшим отставанием, занимала второе место по объему сертифицированной продукции, а в 2013 году ей удалось даже обогнать итальянцев. В России также был запущен проект, предусматривавший адаптацию национальных ГОСТов к новой системе с целью большего соответствия стандартам API. Причина проста: стандарты API являются мировыми стандартами. Для участия в международных проектах необходима сертификация именно по этим стандартам, так как они обеспечивают общие параметры, не ограниченные рамками национальных стандартов. Например, если российская и бразильская нефтяные госкомпании решили вместе реализовывать проект, им не надо спорить о том, чья система стандартов лучше – достаточно использовать сертификацию API, поскольку обе стороны вносят свой вклад в развитие этих стандартов. Редакция НГЕ недавно провела опрос среди российских производителей, чья продукция прошла сертификаOil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

СТАНДАРТЫ

цию АНИ, с целью выяснить их мнение по вопроAccording to director of Foreign сам стандартизации.

Trade Dept. at Trading House PTPA Первый вопрос, который мы задали участ(Penztyazhpromarmatura) Vyacheslav никам российского нефтегазового рынка, касалVolkhin, there were two key issues for the ся причин, подтолкнувших их компании к серPenza-based valve manufacturer. “Firstly, it тификации продукции согласно стандартам API. was our desire to promote our products in По словам директора Департамента внешforeign markets, and secondly, to meet the неэкономической деятельности ООО «ТД ПТПА» Russian consumers’ growing demand for APIВячеслав Волхина, для пензенских производиcertified valve products,” says Volkhin, adding телей арматуры ключевыми стали два момента. that the API certification helped his company «Во-первых, стремление предлагать свою проenter new markets in the Middle East, Asia and дукцию на зарубежном рынке, а во-вторых, удовLatin America. летворение растущего спроса на API арматуру со According to Alexander Obozny, deputy ● Vyacheslav Volkhin, стороны российских потребителей», – говорит head of R&D Department, HMS Group, such PTPA Trading House decision is dictated today by the events taking ● Вячеслав Волхин, ООО Волхин, добавляя, что в результате сертифика«ТД ПТПА» ции компания смогла выйти на новые зарубежplace in the industry. ные рынки в странах Ближнего Востока, Азии, “Within the past 10 years we see an Латинской Америки. increasing number of requests for APIКак утверждает Александр Обозный, замеcompliant equipment from our customers including the Russian ones. Consequently some part of ститель начальника отдела продуктовых программ, дирекequipment is manufactured in accordance with national ция НИОКР, Группа ГМС, такое решение сегодня диктуют standards while the product line of API 610-compliant реалии нефтегазового рынка. «За последние 10 лет в департамент нефтегазоpumps is extended in parallel,” Obozny said. “It particularly refers to heavy-duty process pumps used in the oil indus- вого оборудования Группы ГМС все чаще поступают try, where their application is economically justified since запросы, в том числе и от российских заказчиков, где price of such equipment is significantly higher than price в качестве обязательных условий содержатся требования соответствия оборудования стандарту API, – расof conventional pumps.”

HMS Group’s capacity to move in step with the times сказывает Обозный. – Учитывая тенденции рынка, предand monitor current tendencies in the market is already приятия Группы активно расширяют линейку насоbearing fruit for the company which has considerable сного и компрессорного оборудования в соответствии experience in supplies of the pumping, compressor and с требованиями стандартов Российской Федерации и skid-mounted equipment to international markets. “The Американского института нефти (API)». По его словам, holding has been expanding its presence in the Middle это в первую очередь касается насосов для тяжелых East recently. For example, there is major project is being условий эксплуатации в нефтяной промышленности, где их применение экономически оправдано, implemented this year of supplying the cenпоскольку цена данного оборудования сущеtrifugal multistage double-casing injection ственно выше стоимости насосов для обычных pumps of a BB5 type for water flooding of применений. the oil reservoirs at West Qurna field (Iraq). Готовность двигаться в ногу со времеThe pumps are fully compliant with the нем и отслеживать рыночные тенденции уже latest edition of API 610 standard,” adds дает плоды для компании, которая имеет знаObozny. чительный опыт поставок насосного, комTMK, one of the global giants in pipe прессорного и блочно-модульного оборудоmanufacturing, understands well that posвания на международные рынки. «Одним из sessing API certificates is a necessary preрынков, где холдинг в настоящее время расcondition for oil and gas equipment manuширяет свое присутствие, является Ближний facturers seeking to supply pipe to internaВосток, – добавляет Обозный. – Так, наприtional oil and gas companies. “The whole ● Alexander Obozny, мер, в текущем году реализуется крупный проworld works in compliance with API stanHMS Group ект по поставке центробежных секционных dards and if a company wishes to deliver its ● Александр Обозный, двухкорпусных насосов типа ВВ5 для завоproducts to forteign markets, it will be diffiГруппа ГМС днения нефтяных пластов на месторождении cult to do without certifying them according Западная Курна (Ирак). Поставляемые насоto API,” TMK said in a written statement.

The Volzhsky Pipe Plant, which is part of TMK, had сы полностью соответствует требованиям стандарта been licensed to manufacture and sell pipes as per API Spec API610». Представители ТМК – гиганта мировой трубной отрас5L and API Spec 5СТ standards as far back as February 1993 (nine years before merging into TMK), becoming the first ли хорошо понимают, что наличие сертификатов API у производителя нефтегазового оборудования является необхоpipe plant in the CIS to do so.

Currently, all plants of TMK’s Russian division hold димым условием поставки труб в адрес международных API licenses for their respective product ranges. Generally, нефтегазовых компаний. «По стандартам API работает весь these are licenses for manufacturing tubing and casing мир и, если компания предполагает поставлять свою проpipes (API Spec 5CT standard), as well as and pipes for oil дукцию на внешние рынки, без такого сертификата обойтись сложно», – говорят в ТМК. and gas pipelines (API Spec 5L). В частности, входящий в состав трубного холдинга Additionally, Sinara Pipe Plant and TAGMET Works are licensed to produce drillpipe (API Spec 5DP standard), Волжский трубный завод получил лицензию на производНефть и ГазЕВРАЗИЯ

29

STANDARDS while Orsk Machine-building Plant is certified to manufacture tool joints (API Spec 5DP standard).

“But you shouldn’t think that once you obtain an API license the plant can use it and you can sit back and relax.

According to API procedures, inspection audits are conducted annually in an effort to verify compliance, and once in three years a recertifying audit takes place. Periodically, new editions of the standards are published and each company needs to take these changes into account when going through the recertification phase,” TMK said.

Meanwhile, the issue of API licenses for products (API Spec 5CT, API Spec 5L, API Spec 5DP) is accompanied by an audit of the company’s quality management system, which should comply with requirements of API Spec Q1.

Providing excellent service to top-level clients was behind the decision of the Russian subsidiary of Austria’s Schoeller-Bleckmann Darron Ltd. (SBDR) to take up API certification.

Vladimir Dianov, Region Licensing & Certification Manager, Weatherford Russia, explains the reasons behind the decision of one of the global leaders in oilfield services industry to certify its products in Russia as per API. As you know, certification of petroleum industry equipment according to API standards began back in 1924, and now API supports some 500 standards covering various segments of the oil and gas industry. The standards contain a wealth of experience accumulated by the oil and gas industry and are used all over the world.

As distinct from the ISO standards, API has only one certification center – the American Petroleum Institute. The standards are renewed every five years, but API certificate holders are audited every year, and if they fail to maintain the standards, their certificates may be revoked.

API’s diamond-shaped monogram is the internationally recognized trade mark of quality in petroleum industry, therefore the equipment manufactured by certificate holders is viewed by the customers as compliant with all quality, reliability, safety, sustainability and serviceability requirements.

API certification is essential for Weatherford as an oilfield services company. API standards have been introduced in all Weatherford manufacturing locations, irrespective of the countries where they are based.

Almost all Weatherford services offered to our customers in the Russian Federation have been certified according to API standards, as the current tender terms require submission of API certificates for the equipment to be used at all stages of oil/gas field development.

It is important to note that putting increased focus on high quality and safety of services in Russia, Weatherford also has all the imported petroleum industry equipment certified according to Customs Union Technical Regulation. Therefore Weatherford Russia holds both API and Customs Union Technical Regulation certification, which gives the company the opportunity to participate in numerous Russian and international projects successfully.

30

#11 November 2014

ство и реализацию труб по стандартам API Spec 5L и API Spec 5СТ первым из всех трубных заводов СНГ еще в феврале 1993 года, за девять лет до вхождения в состав ТМК. В настоящее время все предприятия российского дивизиона обладают лицензиями API на выпускаемый ими сортамент продукции. В основном, это лицензии на производство насосно-компрессорных и обсадных труб (стандарт API Spec 5CT) и нефтегазопроводных труб (API Spec 5L). Кроме того, Синарский трубный завод и ТАГМЕТ лицензированы на производство бурильных труб (API Spec 5DP), а Орский машиностроительный завод имеет лицензию на производство бурильных замков (API Spec 5DP). «При этом не стоит думать, что получив однажды лицензию API, предприятие может использовать ее и больше ни о чем не думать, – считают в ТМК. – Согласно процедуре, ежегодно проводятся инспекционные аудиты на предмет соответствия стандартам, а раз в три года – ресертификационный аудит. Периодически издаются новые редакции стандартов и каждому предприятию при ресертификации в этом случае необходимо учитывать новые требования». При этом выдача лицензий API на продукцию (API Spec 5CT, API Spec 5L, API Spec 5DP) сопровождается аудитом системы менеджмента качества предприятия, которая должна соответствовать требованиям API Spec Q1. Заботой о клиентах объясняет свое решение сертифицировать продукцию согласно API генеральный директор российского подразделения австрийской компании Schoeller-Bleckmann Darron Ltd. (SBDR) Манфред Феслайтнер. «Мне хотелось завоевать сегмент компаний топ-уровня за счет качества и оптимального соотношения цены и качества продукции и услуг, которые предоставляет клиентам SBDR – поэтому сертификация согласно стандартам API стала логическим следствием этого стремления, – рассказывает Феслайтнер. Более того, я использую наличие сертификатов в качестве маркетингового преимущества, которое позволяет SBDR выделиться на фоне конкурентов». По его словам, сертификация должна способствовать более глубокому проникновению SBDR на рынки стран на постсоветском пространстве, с акцентом на сегмент наклонно-направленного бурения, в котором основными игроками являются лидеры нефтесервисного бизнеса – Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton и Weatherford, а также уделяющие внимание качеству российские буровые компании. «Без сертификатов API у нас бы не было контрактов с перечисленными компаниями», – добавляет Феслайтнер. Для подмосковного ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» наличие сертификата API стало пропуском в проекты, выполняемые бывшей ТНК-ВР (в прошлом году была приобретена «Роснефтью». «Требование сертификации оборудования для вторичного вскрытия пластов – кумулятивных перфораторов – по стандарту API RP 19B содержалось во внутрикорпоративном Регламенте ТНК-ВР проведения прострелочновзрывных работ в скважинах компании, – рассказывает генеральный директор ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» Александр Меркулов. – На тот момент это была во многом вынужденная процедура, в результате которой наличие сертификата API RP 19B позволяло применять продукцию российских производителей перфосистем сервисными компаниями в ТНК-ВР».

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

СТАНДАРТЫ

“I wanted to secure the tier 1 segment В результате, добавляет руководитель, of customers via quality and the best value продукция предприятия стала востребованной for money that they get from SBDR – thereгеофизическими компаниями, работающими fore API certification was the logical conseс ТНК-ВР в России. Наличие сертификата API quence for providing top QA. Moreover I am RP 19B учитывалось и учитывается при формиusing it as a marketing tool in order to differровании тендерных заявок и тендерных предentiate SBDR from competitors,” SBDR genложений на приобретение перфораторов в eral manager Manfred Foesleitner told OGE. Казахстане, Азербайджане, Туркмении.

According to Foesleitner, API certification should help SBDR make a bigger impact Стандарт – клиент – контракт in Russia and the former Soviet Union counНасколько опрошенным компаниям tries, targeting customers among all top удалось добиться конкретных, ощутимых directional drilling service companies such ● Аlexander Merkulov, результатов вследствие сертификации по API? as Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton VNIPIvzryvgeofizika Выросли ли после этого продажи их продукand Weatherford, as well as quality mind- ● Александр Меркулов, ОАО ции, расширились ли рынки сбыта? ed Russian directional drilling companies. «ВНИПИвзрывгеофизика» «Результатами пока можно назвать ряд “Without API certification we would not поставок в Венесуэлу и Болгарию. На остальhave contracts with these companies,” adds ных рынках сертификация позволила проFoesleitner. ходить в vendor-регистрацию компаний потребителей, For VNIPIvzryvgeofizika, a company based outside of – делится Волхин (ООО «ТД ПТПА»). – Нужно отметить, Moscow, API certificates have secured a pass into projects что API это система стандартов и сам по себе сертификат carried out by the former TNK-BP (acquired by Rosneft last на использование монограммы по какому-либо продукту year). еще не дает права стать поставщиком». По словам руководителя, по мере работы на рынке и выявления требований заказчика возникала необходимость получения новых The Volzhsky Pipe Plant had been licensed to сертификатов (API6FA, 607 и т.д.) а также внедрение в свою manufacture and sell pipes as per API standards as far систему нормативной документации требований различback as February 1993, becoming the first pipe plant ных стандартов API. Такой подход, безусловно, дает возможность участвовать во многих проектах по всему миру, in the CIS to do so. однако требует дополнительных внутренних инвестиций ВТЗ получил лицензию на производство и и времени. реализацию труб по стандартам первым из всех «Создание новой продукции всегда открывает перспективы выхода в новые сегменты, что, соответственно, трубных заводов СНГ еще в феврале 1993 года. положительно влияет на показатели продаж, – рассказывает Обозный (Группа ГМС). – Как один из примеров, “The requirement to certify equipment–cumulative Группа ГМС активно участвует в программах модерниperforators–for casing perforation as per API RP 19B was зации старых насосных систем на нефтеперерабатываlisted in TNK-BP’s corporate Rules for conducting perfo- ющих предприятиях, в первую очередь на позициях с ration work at the company’s wells,” VNIPIvzryvgeofizika тяжелыми условиями эксплуатации, высокими темпеgeneral manager Alexander Merkulov says. “At that moment ратурами и давлением. Также имеется успешный опыт it was an issue that had been forced upon us, but ultimately поставки насосных и компрессорных систем в специhaving the API RP 19B certificate allowed use of domesti- альном исполнении на морские нефтегазодобывающие cally manufactured perforation systems by the service платформы». «Сертификация по стандартам API – минимально companies working for TNK-BP.” In the end, Merkulov adds, his companу’s products необходимый порог для выхода на любые международgenerated demand among geophysical companies work- ные рынки. ТМК поставляет продукцию более чем в 80 ing with TNK-BP in Russia. The API RP 19B certificate has стран мира. Отчасти это следствие того, что наша продукция соответствует международным станbeen taken into account ever since in filing дартам, в том числе API, – рассказывают в ТМК. bids and considering bidding proposal for – Без этого значительный рост объемов отгрузacquisition of perforators in Kazakhstan, ки и расширение географии продаж ТМК в Azerbaijan and Turkmenistan. течение последних лет были бы невозможны в принципе».

From Standards to Contracts К слову, ТМК не только сертифицируDid the polled companies manage to ет свои предприятия по стандарту API, но и achieve concrete, palpable results after cerучаствует в разработке и корректировке сущеtifying their products as per API? Have the ствующих стандартов. С 2007 года компания sales of their equipment gone up, did they является официальным членом Американского expand their reach to new supply markets? института нефти с правом голоса. Для разра“So far, when we talk about the actual ботки стандартов в рамках института действует results we can cite the example of our deliverисполнительный комитет по стандартизации. ies to Venezuela and Bulgaria. In other mar- ● Manfred Foesleitner, Представители ТМК работают в двух подкомиkets API certification helped us pass the ven- SBDR тетах, один из которых разрабатывает стандарdor registration required by consumer com- ● Манфред Феслайтнер, ты на нарезные трубы нефтяного сортамента, а panies,” says Volkhin (PTPA Trading House). SBDR Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

31

#11 November 2014

STANDARDS “We need to note that API is a standardization system and the certificate allowing you to use the monogram on a certain product doesn’t automatically win supply contracts.”

According to Volkhin, over the course of work and as new customer demands kept emerging, it became necessary to obtain new certificates (API6FA, 607, etc.), as well as to embed in its own system of specifications the requirements of various API standards. Such approach invariably provides opportunity to participate in many projects across the globe, but it requires additional in-house investments and time.

“Creating a new product always offers the prospect of entering new market segments that have a positive influence on the sales figures. For example, HMS Group is participating actively in modernization programs of the old pumping systems at refineries, primarily for application

О том, почему руководство российского подразделения одного из мировых лидеров нефтесервисного бизнеса, компании Weatherford, решилось на сертификацию продукции согласно стандартам API, рассказывает Владимир Дианов, региональный директор Weatherford по лицензированию и сертификации в России. Как известно, сертифицировать продукцию нефтегазового сектора по стандартам API стали с 1924 года, и на сегодняшний день существует уже порядка 500 стандартов для самых различных сегментов нефтегазовой отрасли. Их ценность в том, что в них аккумулирован весь опыт развития нефтегазовой отрасли и по ним работает практически весь мир. В отличие от стандартов ISO центр сертификации API один – Американский институт нефти. Стандарты обновляют раз в пять лет, однако компаниидержатели сертификатов API ежегодно проходят аудиторскую проверку и при наличии замечаний сертификат отзывается. Ромбовая монограмма API – международный знак качества в нефтегазовой отрасли, поэтому продукция компании, получившей такой сертификат, соответственно, в глазах заказчиков автоматически удовлетворяет всем требованиям по качеству, надежности, безопасности, экологичности и удобству эксплуатации. Нефтесервисная компания Weatherford в силу профессиональной специфики не могла не подвергнуть свою продукцию для нефтегазовой отрасли сертификации по стандартам API. На всех заводах Weatherford в обязательном порядке внедрены эти стандарты, вне зависимости от страны размещения производства. В Российской Федерации сертифицированы по стандартам API практически все сервисы Weatherford, которые предлагаются компаниям-операторам, поскольку в настоящее время при участии в тендере в обязательном порядке требуется предоставление сертификатов API на оборудование, которое будет применяться на всех этапах освоения нефтяных и газовых месторождений. Стоит отметить и тот факт, что, уделяя повышенное внимание высокому качеству и реальной безопасности предоставляемых услуг на территории России, Weatherford также сертифицирует все импортируемое нефтегазовое оборудование согласно Техническому регламенту Таможенного cоюза. Т.е. Weatherford Россия в настоящее время имеет сертификацию как по стандартам API, так и по Техническому регламенту Таможенного cоюза, что позволяет ей успешно принимать участие в многочисленных зарубежных и отечественных проектах.

32

4,000 companies worldwide are certified to API standards компаний во всем мире сертифицировали свою продукцию согласно стандартам API второй – занимается вопросами качества в области стандартизации. В ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» также положительно оценивают эффект от сертификации по API. «Результаты сертификации по стандарту API RP 19B позволили обратить внимание на некоторые потребительские характеристики оборудования, которые не определяются при сертификации по национальному «стандарту» СС-05, что потребовало разработки новых исполнений кумулятивных зарядов и перфораторов. Это, в свою очередь, способствовало расширению рынка реализации продукции и его росту в натуральном выражении», – объясняет Меркулов.

API – Lingua Franca в БРИКС? В заключение мы попросили наших собеседников прокомментировать перспективы становления стандартов API «общим языком» в сотрудничестве российских поставщиков товаров и услуг с национальными нефтяными компаниями стран БРИКС. Становится ли это сотрудничество легче от того, что вместо национальных стандартов обе стороны используют API? Респонденты сошлись во мнении, что это, безусловно, плюс, заметив при этом, что предпочтение далеко не всегда отдается именно этому стандарту. «С одной стороны, API является лишь базовым стандартом, на котором строятся внутренние стандарты многих известных компаний-потребителей. С другой стороны, для большинства зарубежных заказчиков наличие API сертификатов является обязательным при рассмотрении поставщика в качестве потенциального партнера», - считает Волхин. По словам Обозного, сертификация по API в последние годы облегчает налаживание связей с клиентами в странах БРИКС, поскольку стандарт охватывает все требования к техническим характеристикам оборудования, и определяет основные критерии надежности и безопасности эксплуатации. В SBDR также согласны с этим утверждением, но при этом отмечают, что пока прямого отношения к бизнесу компании это не имело, поскольку география ее деятельности ограничивалась Россией и странами бывшего СССР. Гендиректор ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика», считает, что стандарт API в качестве «общего языка» однозначно способствует проникновению российских компаний на рынки стран БРИКС. «Наличие общепризнанного инструмента сравнения заявляемых характеристик перфораторов позволяет определять однозначно их конкурентные преимущества/недостатки и формулировать понятные и Покупателю и Продавцу требования к товару», – подытожил Меркулов.

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

СТАНДАРТЫ

areas with heavy duty conditions, high temperatures and pressure. There is also a successful experience in supplying the pumping and compressor systems for oil & gas offshore platforms,” Obozny said.

“API certification is the minimum requirement for entry into any international market. ТМК supplies products to over 80 countries all over the world. Partially, it’s the consequence of our products’ compliance with international standards, including API,” ТМК said. “Without that significant growth of delivery volumes and geographical expansion of TMK’s sales in recent years wouldn’t have been feasible in principle.”

TMK does not only certify its plants as per API, but also takes part in development and rectification of existing standards. Since 2007 the company has been the official member of the American Petroleum Institute with a right to vote. At API, an executive standardization committee is in charge of developing standards.

TMK representatives work on two subcommittees, one of which develops standards for threaded pipes for petroleum industry, and the other deals with quality issues in standardization.

VNIPIvzryvgeofizika also assesses positively the effect from API certification.

“The results of certification as per API RP 19B standard helped turn our attention to some consumer features of equipment that aren’t specified via certification as per the national SS-05 “standard”, which required development of new cumulative charges and perforators. This has promoted expansion of our sales and their physical growth,” adds Merkulov.

API – Lingua Franca in BRICS? Concluding the survey, we asked our respondents to comment on the perspectives of API becoming the lingua franca in Russian products and services suppliers’ collaboration with national oil companies in BRICS countries. Is cooperation any easier when both parties use API instead of national standards? Respondents agreed that it’s an obvious plus, but noted that customers sometimes do prefer other standards.

“On the one hand, API is only the basic standard, which many well-known companies acting as buyers use as the foundation for creating their own corporate standards. On the other hand, the majority of foreign customers require suppliers, who they might potentially partner with, to submit API certificates,” says Volkhin.

According to Obozny, API certification in recent years facilitates establishing ties with clients in BRICS countries, “because the standard covers all the technical requirements for equipment and establishes the basic criteria of reliability and safety of operation.”

Foesleitner also agrees, adding that it might not be applicable so far to his company “since SBDR markets are limited to Russia and FSU countries.”

VNIPIvzryvgeofizika general manager thinks that API standards as a common language invariably promote penetration of Russian companies into BRICS markets. “The existence of a common, widely recognized tool for the comparison of stated performance features of perforators allows to determine precisely their competitive advantages and disadvantages and formulate understandable product requirements for both the buyer and the seller,” Merkulov said. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

33

ROG 2014

On the Scene with OGE Наш фоторепортаж с места события PHOTOS: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

34

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ROG 2014

35

FINANCE | ФИНАНСЫ

PHOTO / ФОТО: CNBC.COM

Do Asian Bourses Offer Russia an Alternative to Western Finance? Восточные биржи – альтернатива Западу?

Ivan Shlygin

Иван Шлыгин

he sanctions against Russia, ignited by the conflict in Ukraine, have practically cut off the Russian companies’ access to capital markets in the West. However, the way today’s global financial system works makes it impossible to fully isolate Russia from all foreign exchanges as China, South Korea, Argentina and some other countries are interested in working with Russian partners in many fields, including petroleum industry. In the context of bourses, another important issue is the possibility to stop using the U.S. dollar as a currency for direct transactions with China and other countries.

Yet, Gennady Sukhanov, head of Analytical Dept. at TKB BNP Paribas Investment Partners, told OGE that Asian capital markets wouldn't be able to fully replace European and U.S. markets. In his opinion, the funding costs for Russian companies will be higher.

“Switching to use of a third currency for transactions will not give companies any benefits. On the contrary, they will incur additional transaction costs,” the expert says. “The price of an oil supply contract is tied up to the benchmark (e.g.

ESPO) which is denominated in dollars.” If payment is made in an Asian currency, the amount of payment is determined on the basis of a cross rate. According to Sukhanov, after receiving payment in some “exotic” currency, a Russian company will not be able to spend the money in Russia as it will have to

нтироссийские санкции из-за конфликта на Украине практически лишили отечественные компании возможности привлечения капитала на западных торговых площадках. Важной особенностью современной глобальной финансовой системы является тот факт, что полностью закрыть для России все иностранные биржи крайне сложно, учитывая позиции Китая, Южной Кореи, Аргентины и ряда других стран, которые заинтересованы в сотрудничестве с отечественными компаниями в разных секторах, включая нефтегазовую отрасль. Еще одним важным аспектом, связанным с торговыми площадками, является попытка отказаться от американского доллара при прямых сделках России с Китаем и другими странами, которые обычно проводились в валюте США. Директор аналитического отдела ТКБ БНП Париба Инвестмент Партнерс Геннадий Суханов рассказал НГЕ, что азиатские рынки капитала не смогут полноценно заместить европейские и американские. По его мнению, стоимость фондирования будет выше для российских компаний. «Переход в расчетах на третьи валюты никакого выигрыша для компаний не дает, скорее наоборот – создает дополнительные транзакционные издержки, – говорит эксперт. – Цена по контракту поставки нефти привязывается к бенчмарку (ESPO, например), который номинирован в долларах». Если

T

36

А

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

FINANCE | ФИНАНСЫ

convert the payment into rubles to pay оплата производится в азиатской валюте, то operating expenses or taxes. сумма платежа определяется по кросс-курсу, “In this case, the company has to и, как рассказывает Суханов, российская open additional accounts in the said компания, получив платеж в экзотической currency, to monitor the currency’s валюте, все равно не сможет потратить его в rate, to pay conversion fees, and, probРоссии, ей придется конвертировать выручably, to hedge currency risks,” he adds. ку в рубли для оплаты операционных рас“The ruble/yuan pair is not the most ходов или налогов в бюджет. popular currency pair, so the conver«При этом компании придется открыть sion costs may increase multiple times дополнительные счета в этой валюте, слеcompared to the traditional ruble/dolдить за курсом этой валюты, платить комисlar pair.” сию за конвертацию, и возможно хеджироMeanwhile, Finam investment вать валютные риски, – добавил эксперт. holding analyst Anton Soroko, backs – Пара рубль/юань не самая популярная the opposite view. “If we consider longвалютная пара, поэтому расходы на конверterm investments and expansion of тацию могут кратно отличаться, от традициbusiness ties, Asia is the most promisонной рубль/доллар». ing region for Russia,” he told OGE. Совершенно противоположной точки According to Soroko, financial flows зрения придерживается аналитик инвестиshift gradually from the European ● Gennady Sukhanov thinks that Asian cap- ционного холдинга «Финам» Антон Сороко: Union and the United States to the ital markets won't be able to to fully replace «Самый интересный с точки зрения долгоAsia-Pacific Region where the necessary European and U.S. markets срочных инвестиций и расширения делоresources are available, the administra- ● Азиатские рынки капитала не смогут вых отношений регион для России – Азия». tive burden is low, and it’s possible to полноценно заместить европейские и Финансовые потоки, как считает эксперт, expand foreign trade operations with американские, считает Геннадий Суханов постепенно перераспределяются из ЕС и Russia, which is extremely important США в АТР, где существуют и необходиfor domestic investors. мые ресурсы, и низкие административные Regarding Asian currencies, Soroko believes that the барьеры, и расширение внешнеторговых операций с Россией, Hong Kong dollar has a higher potential than yuan, and today что очень важно для внутреннего инвестора. both Megafon and Norilsk Nickel have already converted their Наиболее перспективной среди азиатских валют Сороко operating funds into the Hong Kong dollar. считает не юань, а гонконгский доллар, в который уже переве“Currently, the Hong Kong dollar’s rate is tied up to the ли свои операционные средства «Мегафон» и ГМК «Норильский U.S. dollar,” says Soroko. “And every printed Hong Kong dol- Никель». lar is backed up by the U.S. currency.” In other words, as he «На текущий момент курс гонконгского доллара приexplains, by converting their funds from the U.S. dollar into вязан к американскому, – говорит представитель «Финама». the Hong Kong dollar, companies don’t face the exchange – Каждый гонконгский доллар, выпущенный в оборот, обеспеrate exposure as there is no floating cross rate for the Hong чен американской валютой». Другими словами, как объясняет Сороко, переведя свои средства из американского доллара в гонконгский, вы не подвергнете себя курсовым рискам, так как нет плавающего кроссEvery printed Hong Kong dollar is backed up курса гонконгский доллар/американский доллар. «Упрощение by the U.S. currency. доступа к гонконгскому доллару приведет к росту интереса к этой валюте, как со стороны профучастников, так и со стоКаждый гонконгский доллар, выпущенный в роны физических лиц (в долгосрочной перспективе, так как оборот, обеспечен американской валютой. пока, к сожалению, доля частных инвесторов на валютной секции Московской биржи не больше 1%)», – полагает эксперт.

Kong dollar/U.S. dollar pair. “If the Hong Kong dollar is made more available, the interest for this currency will grow both Акцент на национальные валюты on the part of professional market players and private indiОдним из аспектов темы об альтернативе западному viduals (unfortunately, today the share of private investors at финансированию является переход на расчет в национальных the currency section of the Moscow Exchange fails to exceed валютах, под которыми обычно сейчас понимаются рубли и 1 percent, so the latter statement refers to the long-term per- юани. spective),” the expert believes. Президент России Владимир Путин, выступая на форуме «Россия зовет», прокомментировал первую пробную поставку нефти за рубли российской компании «Газпром нефть» в Emphasis on National Currencies Another issue that comes up when the alternative to Китай: «Мы в дальнейшем намерены активно использовать Western investments is discussed is the possibility to use национальные валюты при торговле энергоресурсами, при national currencies for transactions, with the term “national осуществлении прочих внешнеэкономических расчетов как с Китаем, так и с другими странами». currencies” usually standing for ruble and yuan. Путин рассказал, что видит в использовании национальSpeaking last month at the “Russia Calling!” investment forum, Russian President Vladimir Putin thus commented on ных валют серьезный механизм снижения рисков, новые возGazprom Neft’s first test oil shipment to China, which was paid можности для участников экономической жизни и, конечно, for in rubles: “In the future, we plan to actively use national широкие перспективы для стимулирования региональных currencies in energy trade and in other international transac- интеграционных процессов. «Напомню, что уже с 1 января Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

37

FINANCE | ФИНАНСЫ

#11 November 2014

tions with China as well as with other 2015 года вступает в силу договор о созcountries.” дании Евразийского союза: формируется Putin said that he considered the 170-миллионный рынок со свободным двиuse of national currencies to be an жением товаров, услуг, капиталов, – заявил efficient mechanism that would help президент. – Этот проект способен принеreduce risks, present new opportunities сти серьезные выгоды для отечественных to those participating in the economic компаний и иностранных инвесторов». life, and, undoubtedly, offer great perРасчеты в национальных валютах, по spectives for stimulating the regional словам главы государства, – это осознанintegration processes. “It should be ный выбор для стран БРИКС, который был pointed out that as of January 2015 the сделан не вчера, не позавчера, не год назад agreement on the treaty establishing – уже давно, много лет, имея в виду тренды the Eurasian Union comes into effect, развития мировой экономики. which creates a 170-million-people О возможном отказе расчетов в долmarket with free movement of goods, ларах с торговыми партнерами в Западной services and capital,” the Russian presiЕвропе и Азии ранее говорил глава ВТБ dent said. “This project is likely to bring Андрей Костин на XXV съезде «Ассоциации significant benefits to both Russian российских банков». Банкир тогда заявлял companies and foreign investors.” о том, что эта задача должна стать первоAccording to Putin, transactions in ● Anton Soroko believes that the Hong очередной для Банка России, правительства national currencies were the conscious Kong dollar has a higher potential than yuan и всей банковской системы, чтобы нивелиchoice of BRICS members, and they had ● Наиболее перспективной среди азиатровать геополитические риски, возникшие made that choice many years ago, given ских валют Антон Сороко считает не юань, из-за антироссийских санкций. а гонконгский доллар the world economic development. Напомним, что меры против России, VTB bank chief Andrei Kostin принятые США, ЕС и рядом других стран, also spoke about the possibility to stop ставят своей целью максимально ограниusing U.S. dollar in transactions with foreign partners, both in чить доступ отечественных кредитных организаций на мироEurope and in Asia, at the 25th Congress of the Russian Banks вой финансовой рынок. В настоящее время пять российских Association. The banker stated then that it would become the финансовых организаций, включая ВТБ, а также компании chief goal for the Bank of Russia, the Russian government, нефтегазового сектора уже находятся под действием санкций. and the entire banking system to downplay geopolitical risks В связи с этим глава «Роснефти» Игорь Сечин в интервью emerging from the sanctions against Russia. агентству Bloomberg заявил: «Наша компания не нуждается We need to mention that the United States, the EU and на данном этапе в каких-то срочных привлечениях, финанsome other countries initiated the sanctions to limit the access совых ресурсах, поэтому мы работаем в соответствии с теми of the Russian banking institutions to the global financial mar- стандартами, которые у нас есть; но в целом рынок, конечно, ket to the greatest possible extent. Today, five Russian financial сейчас будет испытывать дефицит финансовых средств, их organizations, including VTB, as well as Russian oil and gas стоимость повысится, безусловно». По словам топ-менеджера, companies are under sanctions. у компании есть план локализации производства расход“At this stage, there is no need for our company to ных материалов, части технологического оборудования – эти urgently bring in investments and attract additional capital меры направлены на снижение финансовых затрат, поэтому and we work according to the standards which we have; but in в некотором смысле можно сказать, что санкции помогают general, the market will definitely suffer the lack of funds and найти ряд решений, которые будут снижать затраты. their value will undoubtedly grow,” Rosneft head Igor Sechin Понятно, что китайский и латиноамериканский рынки told Bloomberg. капитала не могут рассматриваться в качестве основных источAccording to Sechin, the company, indeed, plans to ников средств, поэтому министр финансов России Антон localize manufacturing of expendables and shut down some Силуанов заявил, что «Роснефть» и НОВАТЭК могут уже в этом processing facilities but these measures are intended to reduce году получить финансовую помощь из Фонда национального financial costs so it may be said that the sactions help identify благосостояния (ФНБ) на текущие проекты, как сообщал ранее the to optimize costs. ТАСС.

Understandably, Chines and South American capital markets can’t be viewed as the main funds providers. That’s why Азиатские планы «Газпрома» Russia’s Finance Minister Anton Siluanov had said that Rosneft Однако далеко не все российские компании согласны на and NOVATEK could receive financial aid to support their отказ от привлечения новых средств на иностранных торгоexisting projects as early as this year. The funds, he told TASS вых площадках. news agency, would be provided from the National Wealth Заместитель председателя правления «Газпрома» Андрей Fund. Круглов в конце июня этого года рассказал о том, что сейчас есть большой интерес к расширению сотрудничества с финансовыми институтами Азиатско-Тихоокеанского региона. По Gazprom Thinks Asia However, not all Russian companies are willing to give его словам, речь идет о переговорах с китайскими банками и up the chance to attract new capital on foreign trading floors. фондами, которые по объему управляемых средств являются Gazprom’s deputy CEO Andrei Kruglov said in late June крупнейшими в регионе. Важным шагом, как заявил топ-менеджер, стало полуthat the interest was rising to expand cooperation with the Asia-Pacific financial institutions. Kruglov was referring to чение листинга на Сингапурской бирже. «Также мы ведем negotiations with Chinese banks and funds that had the переговоры по получению листинга на Гонконгской бирже –

38

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

FINANCE | ФИНАНСЫ

170

largest manageable assets in это даст доступ к большому пулу the region. According to him, инвесторов из Китая и Гонконга, the first important step was и это мы считаем перспективto get listed at the Singapore ным, особенно в связи с открыExchange. “Besides, we are тием торгового коридора между negotiating the listing at Гонконгской и Шанхайской the Hong Kong Exchange as биржами и потенциальной полit would enable us to obtain ной конвертацией юаня, котоthe number of consumers in the Eurasian access to a large pool of invesрую все ожидают в ближайшие Union's market tors in China and Hong Kong. год-два», – рассказал Круглов.

Speaking of perspectives, it’s Как пояснил представитель потребителей насчитывает рынок a great chance for us, espe«Газпрома», этот процесс сущеЕвразийского союза cially given the opening of ственно ускорит подписание the trading corridor between Банком России меморандума the Hong Kong and Shanghai IOSCO, которое запланировано Exchanges and expected full conversion of yuan in the next на осень. «Кроме того, мы также рассматриваем возможность couple of years,” Kruglov said. привлечения долгового капитала на рынках Азии через выпуск Gazprom’s executive explained that the signing of the дебютного транша облигаций в офшорном юане (CNH), может IOSCO memorandum, planned to take place this fall, would быть, в сингапурских долларах, – добавил он. – Что касается significantly speed up the process. “We also consider the кредитов или синдицированных кредитов, конечно, мы тоже possibility to attract debt capital in Asian markets through рассчитываем, что этот рынок и этот инструмент будут интеthe issue of a debut tranche of offshore yuan (CNH) bonds ресными для компании после подписания соответствующих and, probably, in Singapore dollars,” Kruglov added. “As for межправительственных соглашений о двойном налогооблоloans, including syndicated loans, we believe that this mar- жении, когда в стоимости привлеченного средства не будет ket and this instrument will be of interest for the company учтен налог, который иногда доходит до 20%». Кроме того, after the relevant intergovernmental agreements are signed также, по его словам, сейчас проходит работа по получению to prevent double taxation, thus discounting the tax that рейтинга от китайских рейтинговых агентств. in certain cases amounts to 20 percent.” According to him, О возможности продажи нефти как за рубли, так и за currently, the company also strives to get rated by Chinese юани совсем недавно на брифинге журналистам рассказал rating agencies. председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков, At his recent briefing, Gazprom Neft chief Alexander добавив, что сейчас еще предусмотрена возможность продажи Dyukov told reporters about the possibility to sell crude oil нефти и нефтепродуктов за евро, но пока еще ни одной сделки for rubles and yuans. For the time being, he added, the option по продаже нефти и нефтепродуктов, а соответственно, и расto sell oil and petroleum products for euros was still available четов в евро, не было проведено, хотя такая возможность предbut until now no sale has been made and, consequently, no усмотрена заключенными контрактами. По поводу же развития отношений с азиатским рынком euro payments were made despite the fact that the existing contracts provided such an option. In regard to developing Дюков сказал: «Две трети заимствований приходится у нас на ties with Asia, Dyukov said that presently two thirds of loans Европу и на североамериканский рынок, но сейчас ситуация come from Europe and the United States, yet, in the new изменилась, поэтому мы увеличиваем объем заимствований situation the volume of loans from the Asian market would на азиатском рынке». «Для них мы достаточно новый заемщик, и естественно, increase.

“To them, we are a new borrower, so it will take time to должно пройти какое-то время прежде чем взаимоотношения, develop the same mutual relations, including personal ones, в том числе личные, выйдут на тот уровень, который есть во similar to those with the CEO's of European banks”, Gazpom взаимоотношениях с руководителями европейских банков, Neft head explained. “Obviously, the Asians understand our – объяснил глава «Газпром нефти». – Понятно, что азиаты situation and will try to use it to their advantage but the понимают, что у нас такая ситуация, и у них, естественно, есть percentages we’re talking about are very small: 10-20-30 hun- желание заработать, но это небольшие проценты – речь идет о 10-20-30 сотых процента». dredths of a percent.” В пресс-службе отечественного мегарегулятора объясниThe press-service of Russia’s mega-regulator explained that the draft agreement between the Bank of Russia and ли, что проект соглашения Банка России и Народного банка the People’s Bank of China on swaps in national currency Китая о свопах в национальных валютах согласован сторонаwas approved by the parties (the project reached the phase ми (проект находится в высокой стадии готовности). «В настоящее время проект проходит формальные проof high readiness). “Now the project is undergoing formal approval procedures,” the Bank of Russia representatives цедуры согласования, – говорят представители ЦБ. – Банк said. “The Bank of Russia will report about their completion России своевременно сообщит об их завершении». in due time.” Этот механизм, по мнению Центробанка, будет стиAccording to the Central Bank, this mechanism will мулировать дальнейшее развитие прямой торговли юаняstimulate a further development of the direct trade in yuans ми и рублями на внутренних валютных рынках России и and rubles at both the Russian and the Chinese internal cur- Китая, расширит возможности для использования российrency markets, offer new opportunities for the use of the ских рублей и китайских юаней в торговых расчетах, станет ruble and yuan in commercial deals, provide an additional дополнительным инструментом обеспечения международinstrument to boost up financial stability in the global mar- ной финансовой стабильности, а также предоставит возможket, and also open up a new opportunity to attract cash ность для привлечения денежной ликвидности в критичеliquidity in critical situations. ских ситуациях. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

mln млн

39

SHIPBUILDING

Олег Тимофеев: Опыт есть, нужна интеграция Elena Zhuk

D

esigning technologies and equipment for development of Arctic offshore fields is one of the main areas of activity of the Krylov State Research Center (KSRC), which celebrates its 120th anniversary this year. KSRC set up the Arctic Center last year in order to coordinate activities in this area. OGE talked to the Center’s chief, KRSC deputy general director Oleg Timofeyev.

OGE: Oleg Yakovlevich, what are the main challenges in development of Russia’s offshore in the Arctic?

Oleg Timofeyev: In Russia, 90 percent of maritime borders are freezing seas that require a special approach. Field development in this kind of environment isn’t carried out anywhere else in the world, so we can say that there is no relevant global experience. We’re at the front end of engineering here. Though our foreign partners try to convince us that they have no problems, the latest events, particularly exploratory drilling in the Kara Sea* proved that the project wasn’t perfect from the point of view of technical aspects. Had we carried out this project, it would have been done differently, with better preparation and a higher degree of reliability.

OGE: What exactly do you mean by “differently”?

Timofeyev: The first thing we noticed when we looked at the composition of the fleet was that the rig wasn’t an iceclass rig. Secondly, the project envisaged an excessive amount of escort vessels, according to our information, approximately 15 vessels. In our opinion, it’s not very efficient. We think that

40

Елена Жук

О

дним из основных направлений деятельности «Крыловского государственного научного центра» (КГНЦ), в этом году отмечающего 120 лет с момента основания, является разработка технологий и оборудования для освоения месторождений арктического шельфа. Для координации работ этого направления год назад в рамках КГНЦ был создан Арктический центр. Корреспондент НГЕ побеседовала с руководителем центра, заместителем генерального директора КГНЦ Олегом Тимофеевым.

НГЕ: Олег Яковлевич, каковы основные сложности в освоении российского арктического шельфа? Олег Тимофеев: В России 90% морской границы – это замерзающие моря, требующие особого подхода. Разработка месторождений в таких условиях больше нигде в мире не ведется и мирового опыта, можно сказать, нет. Мы находимся на переднем крае инжиниринга. Хотя иностранные партнеры уверяют нас, что для них никаких проблем нет, последние события, разведочное бурение в Карском море*, подтверждают, что технически в этом проекте далеко не все было совершенно. Если бы мы выполняли его, то по-другому, с большей подготовкой и степенью надежности. НГЕ: Что вы имеете в виду, когда говорите «по-другому»? Тимофеев: Первый момент, который нас насторожил, когда мы посмотрели состав флота – это то, что используемая платформа не имеет ледового класса. Во-вторых, в проекте было излишнее количество судов сопровождения, по Oil&GasEURASIA

PHOTO: GAZFLOT / ФОТО: ГАЗФЛОТ

Oleg Timofeyev: Experience We've Got, It's Integration We Need

№11 Ноябрь 2014

the work could have been probably done using a different number of vessels and staff.

СУДОСТРОЕНИЕ нашей информации, порядка 15-ти. Это, на наш взгляд, не очень рационально. Работы можно было выполнить, наверное, другими силами и составом.

OGE: Does Russia have all the equipment required for this type of jobs? НГЕ: А в России имеются необходимое оборудование?

Timofeyev: We have Gazprom rigs – Polar Star and Northern Lights Тимофеев: У нас есть платфор– that had been built for drilling мы «Газпрома» – «Полярная звезда» и in the Arctic. By the way, the rigs «Северное сияние», построенные для were built as per our design. The rig бурения в Арктике. Кстати, платфорsubstructure was built at the Vyborg мы строились напо нашему проекту. shipbuilding yard, and the topside at Нижнее основание платформ строиthe Samsung Heavy Industries plant лось на Выборгском судостроительin South Korea. These rigs could effiном заводе, верхнее строение – на ciently perform exploratory drilling заводе Samsung Heavy Industries в in the Kara Sea, that would be an Южной Корее. Платформы вполне ordinary task for them, and there бы справились с выполнением развеwouldn’t be any need for the escort дочного бурения в Карском море, для vessels that were used in the project. них это рядовая задача, и не понадоThe Krylov Center also has ● Russia's expertise is truly significant, but the probбились бы такие суда сопровождения, engineering designs for a drillship, lem is how to integrate it, says Oleg Timofeyev как там использовались. a pipe laying barge and a cable layer ● Российский опыт весьма значителен, сложности – У Крыловского центра также operating in ice conditions. The в его интеграции, считает Олег Тимофеев есть проекты бурового судна, труDevelopment of Civil and Marine боукладчика и кабелеукладчика для Machinery federal program for the ледовых условий. Федеральная целе2009-2016 period enabled us during the previous five years вая программа «Развитие гражданской и морской техники» на to significantly deepen our knowledge, increase our potential 2009-2016 годы позволила за прошедшие пять лет значительно and design availability for serious projects. расширить наши знания, повысить потенциал и проектную готовность к серьезным задачам.

OGE: Designers are apparently ready, but is our shipbuilding industry ready, or you propose perhaps to build these НГЕ: Разработчики готовы, а готова ли российская проvessels and equipment at foreign shipyards? мышленность или, может быть, вы рассчитывали строить Timofeyev: The shipping industry, offshore operations на зарубежных верфях? and commercial shipbuilding – all this is international by Тимофеев: Судоходство, работа на шельфе и гражданdefinition. We are ready to hand engineering designs over to ское судостроение – это по определению интернациональная foreign shipbuilders if the customer decides so, but one part of отрасль. Мы готовы передавать проекты зарубежным верфям the projects could be carried out in Russia, since our country для строительства по решению заказчика, часть проектов has appropriate manufacturing facilities owned by the United можно выполнить в России, для этого тоже есть производShipbuilding Corporation and some other companies. In our ственные мощности и у предприятий в составе и не в составе opinion, a serious problem of our yards and shipbuilding ОСК. На наш взгляд, серьезная проблема российской судоindustry is the lack of modern shipbuilding sites and modern строительной промышленности – отсутствие современных plants for commercial shipbuilding. We are eager to see a построечных мест и заводов, ориентированныхна гражданyard of this type, the future Far East Shipbuilding Center, put ское судостроение. Мы с надеждой ждем, когда запустится такая площадка на Дальнем Востоке – Дальневосточный центр судостроения (ДЦСС). По нашему мнению, нужно два совреТhe problem of Russia's shipbuilding industry is the менных центра гражданского судостроения – один на Североlack of modern shipbuilding sites. Западе, а другой – на Дальнем Востоке.

Проблема российской судостроительной промышленности − отсутствие современных построечных мест. into operation in the Far East. We think that it’s necessary to have two centers of commercial shipbuilding – one in Russia’s Northwest, and the other in the Far East.

OGE: What foreign companies have you been cooperating with earlier and who do you work with now?

Timofeyev: We had and we still have serious ties with companies from Norway and Italy, we also conduct joint projects for Russian industry with our Finnish colleagues.

The engineering design of a shallow-draft ice-breaker for Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: С какими зарубежными фирмами вы сотрудничали раньше и продолжаете сотрудничать? Тимофеев: Серьезные контакты были и остаются с фирмами Норвегии, Италии, есть совместные проекты с финскими коллегами, причем для нашей промышленности. Закончен и защищен в министерстве транспорта проект мелкосидящего ледокола для бассейнов Арктики, Каспийского и Азовского моря. Ведутся совместные проекты и обмен контрактами с фирмой Nordic Yards в Германии. Более года назад подписано соглашение с итальянским судостроительным концерном Fincantieri. Выполняем проекты по китайской гражданской технике, проекты для корейских фирм DAEWOO, Samsung, проводили исследования для японских фирм. То есть, география самая разная.

41

#11 November 2014

PHOTO: GAZFLOT / ФОТО: ГАЗФЛОТ

SHIPBUILDING

● ●

Severnoye Siyanie semi-submersible drilling rig ППБУ «Северное Сияние»

Arctic, Caspian Sea and Azov Sea basins has been completed and approved by the Transport Ministry. Joint projects and contract exchange are being carried out with Germany’s Nordic Yards. More than a year ago an agreement with Italy’s Fincantieri shipbuilding group had been signed. We develop engineering designs for Chinese civil machinery, for South Korea’s DAEWOO and Samsung, and we have done studies for Japanese companies. In other words, our reach is rather wide.

OGE: Do we really need rigs in the Arctic? Maybe, it’is time to design underwater production facilities?

Timofeyev: There’s a feeling that from certain depths in ice environment we should go underwater. This is a very promising direction, but its technical details haven’t been studied yet, there’s no civil application. In St. Petersburg, there are two strong design bureaus, Malakhit and Rubin, that specialize in underwater machinery designing. They are busy with military orders, but civil underwater designing is a rather promising sector.

We’re talking not so much about the subsea production unit, which is a mature technology worldwide, but about the transfer of the entire scope of operations underwater. For example, the East-Siberian Sea is never ice-free, so you can only perform seismic or electrical surveys underwater. The Kara Sea and the Laptev Sea are also covered with ice at least seven or eight months a year. Therefore, it’s necessary to think how to perform underwater drilling, locate power system and production equipment, as it’s impossible to perform operations from the surface. These projects are underway, but at an early stage.

To fulfill these plans, we need a policy of technical consolidation and political will of the authorities, because it’s complexity is comparable with that of the space industry. However, Russia has certain advantages. We are rather advanced in the area of military underwater machinery. The task for the next years is to diversify military developments in the civil sector.

On the other hand, the civil sector does not imply excessive technical and financial risk. Therefore, everything here will develop in an evolutional way, step by step.

OGE: Do we have sufficient expertise in Russia?

Timofeyev: Our expertise is truly significant, but the problem is how to integrate it. The level of competition in Russia is unreasonably high. We have accumulated vast posi-

42

НГЕ: А нужны ли в Арктике платформы? Может, пора создавать подводные добывающие комплексы? Тимофеев: Есть ощущение, что, начиная с определенных глубин и ледовых условий, нужно уходить под воду. Это очень перспективное направление, но оно технически не исследовано, нет гражданского применения. В Санкт-Петербурге есть два мощных конструкторских бюро, специализирующихся на подводной технике, ЦКБ «Малахит» и ЦКБ «Рубин». Правда, они загружены военными заказами, но гражданская подводная область очень перспективна. Речь даже идет не об установке ПДК, освоенной в мире технологии, а о переносе всего комплекса работ под воду. Восточно-Сибирское море, к примеру, вообще ото льда не освобождается, и проводить сейсморазведку или электроразведку можно только в подводном положении. Карское море и море Лаптевых тоже, по крайней мере, 7-8 месяцев в году покрыто льдом. Значит, нужно думать о том, как проводить бурение под водой, размещать энергетику, добычное оборудование, потому что с поверхности вести работы невозможно. Такие проекты ведутся, но они в самой начальной стадии. Нужна политика технической консолидации и политическая воля руководства, чтобы на это пойти, потому что по сложности это сопоставимо с космосом. Хотя, у России есть определенные преимущества. Мы все-таки довольно продвинуты в подводной военной технике. Задача ближайших лет – диверсифицировать военные разработки в направлении гражданской техники. С другой стороны, гражданская техника не подразумевает излишнего технического и финансового риска. Поэтому здесь все будет развиваться эволюционным путем, шаг за шагом. НГЕ: Есть ли в стране необходимый опыт? Тимофеев: Российский опыт весьма значителен, сложности – в его интеграции. Неоправданно высок уровень конкуренции внутри страны. У нас накоплен большой положительный опыт работы с западными коллегами. Каких-то особенных инженерных идей там немного, поскольку этих идей мало в принципе. Но в новом проекте западные коллеги из разных фирм моментально объединяются для сотрудничества, распределяют работу и контролируют ее выполнение, хотя те же фирмы могут в другом проекте конкурировать. Есть нацеленность на результат. Опыт конструктивного взаимодействия в России еще нарабатывается, нам нужно быть более мобильными в выборе партнеров.

НГЕ: Как обстоят дела в области создания в России судов снабжения? Тимофеев: Российская промышленность готова их строить. Сейчас идет строительство двух судов снабжения на Дальнем Востоке в Большом камне. Кстати, это тоже наш проект, заказчиком выступает «Газпром». По финансовым причинам строительство идет очень долго, тем не менее, это первое судно снабжения, создаваемое целиком по российскому проекту, с максимальным российским участием и локализацией общесудового и специального технологического оборудования. По моему мнению, будущая ниша российского судостроения – технически сложные суда. Не одинаковые танкера или газовозы серией по 20-30 штук, на которых специализируется азиатское судостроение, а технически сложные, уникальные суда, построенные в одном-двух экземплярах. Мы продолжаем оставаться мировыми лидерами в ледоколостроении, обладая мощным флотом дизельных и атомных ледоколов. Это первейшая необходимость нашей страны, поскольку надо обустраивать и снабжать большие Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

OGE: What's the situation in regard to development of supply vessels in Russia?

Timofeyev: The Russian industry is ready to build these vessels. Currently, two supply vessels are under construction in the Far East, at Bolshoy Kamen. By the way, it’s also our project, and the customer is Gazprom. Due to financial constraints, construction takes very long. However, it’s the first supply vessel being built entirely as per Russian design, with maximum Russian participation and localization of the general vessel equipment and specialized process equipment.

I believe that technically sophisticated vessels are the niche for Russia’s shipbuilding industry in the future, not identical tankers or gas carriers built in 20- to 30-vessel series

by Asian shipbuilders, but technically complex, unique ships whose quantity would be one or two.

We remain global leaders in icebreaker construction, possessing a large fleet of diesel-powered and nuclear icebreakers. This is a basic necessity for our country as we need to develop and supply vast territories in the North. The State Program for shipbuilding development also specified the task to turn the Northern Sea Route (NSR) into an international maritime artery. For NSR to be able to compete with the pas-

In the future, Russian shipbuilders should focus on manufacturing technically complex, unique ships in small numbers. Будущая ниша российского судостроения − технически сложные, уникальные суда, построенные в одном-двух экземплярах. sage through the Suez Canal, it should be possible to cover this route in nine days in any season under any conditions. It cannot be done without icebreakers, so construction of new powerful and shallow-draft icebreakers is quite logical. Our Arctic is shallow, and icebreakers’ draft here is limited; thus, a common task for the shipbuilding industry and engineering sector is to design and manufacture ships that could follow these icebreakers.

OGE: There is an opinion that by 2015, a so-called “icebreaker pause” can take place in Russia. Is it related to the fleet aging?

Timofeyev: Yes. Icebreakers of the Arktika type are already being removed from service, but at the same time new icebreakers are put into operation. I hope that in the next two years, an icebreaker of 60 MW will be completed at the Baltiysky shipbuilding yard; contracts for this type of icebreakers are extended. Within the same period of time, this yard will build a 25 MW diesel-powered icebreaker. It’s also planned to build at least four shallow-draft icebreakers. This icebreaker of class 6 is universal and can be used, for example, in the Ob Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: GAZFLOT / ФОТО: ГАЗФЛОТ

tive experience in cooperation with Western partners. They don’t have many extraordinary engineering ideas, as these ideas generally aren’t numerous. However, Western colleagues immediately unite to cooperate in a new project, distribute functions and control execution, despite the fact that in some other projects they could be competitors. All of them are goal-oriented. The track record of constructive cooperation in Russia is still being accumulated, we need to be more mobile in selecting partners.

СУДОСТРОЕНИЕ

● ●

Polyarnaya Zvezda semi-submersible drilling rig ППБУ «Полярная Звезда»

северные территории. Также в государственной программе развития судостроения зафиксирована задача превращения Севморпути в международную морскую артерию. Чтобы Севморпуть был конкурентен с путем через Суэцкий канал, его нужно проходить за 9 суток в любое время года при любой обстановке. Без ледокольного флота это невозможно, поэтому естественно появление новых мощных и мелкосидящих ледоколов. Наша Арктика мелководна, осадка ледоколов здесь ограничена и создание судов, которые способны ходить за этими ледоколами – комплексная задача для судостроительной промышленности и инжиниринга.

НГЕ: Есть мнение, что к 2015 году в России может возникнуть так называемая «ледовая пауза». Это связано со старением флота? Тимофеев: Да. Уже выводятся из эксплуатации ледоколы типа «Арктика», но вводятся в эксплуатацию новые ледоколы. Надеюсь, в ближайшие два года будет достроен ледокол мощностью 60 МВт на Балтийском заводе, на который и дальше продлеваются контракты. В тот же срок на этом заводе должен быть построен дизельный ледокол мощностью 25 МВт. Наш мелкосидящий ледокол также планируется к постройке в количестве, по меньшей мере, четырех штук. Этот ледокол класса Icebreaker 6 – универсальный, и может быть использован в той же Обской губе. С запозданием, но стареющие ледоколы всетаки заменяются. НГЕ: Какова потребность в ледоколах? Тимофеев: Это, прежде всего, вопрос к «Ростатомфлоту», но, на мой взгляд, для нормальной эксплуатации Севморпути необходимо более 10 атомных ледоколов.

НГЕ: А с газовозами как дела обстоят? Тимофеев: Газовозная тематика сейчас активно развивается «Совкомфлотом», построены газовозы «Псков» и «Великий Новгород». Наверное, будущее газового рынка – это спотовые поставки. Последние события этого года показали, что слишком большие надежды возлагаются на трубопроводы,

43

#11 November 2014

SHIPBUILDING

●

The largest gas carrier in Gazprom’s fleet, Velikiy Novgorod, is certified as Ice2 class vessel ● Крупнейший газовоз из флота «Газпрома», «Великий Новгород», сертифицирован по ледовому классу Ice2

Bay. Though with some delay, our aging icebreakers are being replaced.

OGE: What’s the demand for icebreakers?

Timofeyev: This is a question, first of all, to Rostatomflot, but I think that more than 10 nuclear icebreakers are required for normal operation of the Northern Sea Route.

OGE: What’s the situation with gas carriers?

Timofeyev: The issue of gas carriers is being actively developed by Sovkomflot; Pskov and Veliky Novgorod carriers have been built. The future of gas market is, probably, spot contracts. The latest events of this year have shown that excessive hopes were put on pipelines which are rather vulnerable. More flexible spot supplies using gas carriers could help to solve a number of problems.

OGE: Probably, gas carriers will be purchased abroad, won’t they?

Timofeyev: Engineering designs are required. Technologies for construction of gas carriers were developed in the framework of the Federal Program. The Center of Shipbuilding and ShipRepairing Technology in St. Petersburg was preparing for the construction of gas carriers; they set up a membrane tank laboratory, bought production equipment and trained staff. The Krylov Center had several contracts with the French company GTT, the holder of a patent for membrane tanks. We tested structures for strength and vibration at low temperatures.

OGE: The major chunk of process equipment on Russia’s Prirazlomnaya rig was manufactured abroad. How do you explain that?

44

которые все-таки уязвимы. Более гибкие спотовые поставки с применением газовозов, наверное, позволили бы решить ряд проблем.

НГЕ: Вероятно, газовозы придется покупать за рубежом?

Тимофеев: Нужны проекты. Технологии строительства газовозов освоены в рамках ФЦП. К строительству газовозов готовились в «Центре технологии судостроения и судоремонта» («ЦНИИТС») в Санкт-Петербурге, создали лабораторию по мембранным танкам. Закуплено оборудование для производства, обучены специалисты. У Крыловского центра было несколько контрактов с французской фирмой GTT, держателем патента на мембранные танки. Мы испытывали конструкции на прочность, вибрацию при низких температурах. НГЕ: На российской платформе «Приразломная» большая часть технологического оборудования – зарубежного производства. Как так получается? Тимофеев: Действительно, 90% необходимого технологического оборудования в России не производится, приходится его закупать у зарубежных поставщиков. И стоимость этого оборудования превышает стоимость корпуса и энергетического оборудования. Сейчас начались мероприятия по импортозамещению. Появились фирмы, которые производят отечественное технологическое оборудование. Например, строительство морских буровых установок восстанавливает «Уралмашзавод». В Советском Союзе морские буровые станки были свои. Надеемся, в наших следующих проектах на платформах и судах будут использоваться установки российского производства.

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

Timofeyev: Indeed, 90 percent of the required process equipment isn’t manufactured in Russia, so the companies have to purchase it from foreign vendors. The cost of this equipment exceeds the cost of the hull and power supply equipment.

Russia has taken steps to replace imports. The companies emerged that are ready to manufacture process equipment domestically. For example, Uralmashzavod is restoring the manufacturing of offshore drilling rigs. The Soviet Union had its own offshore drilling rigs. We hope that locally manufactured rigs will be used on platforms and ships in our next projects.

OGE: What kind of equipment is difficult to replace, and are any efforts made to remedy the situation?

Timofeyev: For example, line or drum type cable units designed for cable-laying machines are not manufactured in Russia. The standard series of marine diesel engines have some power ranges, in which no equipment is manufactured domestically. Marine diesel engines operating on gas fuel are a new global trend; the Bryansk machine-building plant started to manufacture them under a MAN B&W Diesel A/S licence. The Zvezdochka plant is close to launching delivery of propulsion units. Genuine Russia-made lateral thrusters appeared in the market, previously we didn’t manufacture produce anything of this kind, and Western partners held a monopoly on deliveries.

OGE: What solution is better – to rely on domestic equipment or imports from Asia?

Timofeyev: It’s better to combine these two approaches. Certainly, we won’t be able to completely replace imports in a year and a half or two years, but I believe that one of the positive aspects of sanctions is that we finally understood that we can’t “use the needle of import” endlessly. If in five years we reduce imports from the current 90 percent to 45-50 percent, it will be a significant breakthrough. We could manage with our old supplies and Asian deliveries for some time. But it’s necessary to use this time, and develop our own manufacturing.

СУДОСТРОЕНИЕ

9

days суток

the time it should take to cross the Northern Sea Route at any time of the year, so it can compete with the Suez Canal Route нужно тратить на прохождение Севморпути в любое время года, чтобы он был конкурентен с путем через Суэцкий канал НГЕ: По каким позициям замещение оборудования затруднено, и есть ли попытки исправить ситуацию? Тимофеев: К примеру, кабельные машины линейного и барабанного типа для каблеукладчика в России не производятся. В типоразмерном ряду судовых дизелей есть ряд диапазонов мощностей, по которым у нас продукция не производится. Новый мировой тренд – судовые дизели на газовом топливе, их начал производить Брянский машиностроительный завод по лицензии MAN B&W Diesel A/S. «Звездочка» подошла к началу поставок винторулевых колонок. Появились оригинальные подруливающие устройства российского производства, а до этого не было, и западные партнеры были монополистами в поставках. НГЕ: Выход в том, чтобы выбирать отечественное или отдавать предпочтение поставкам из Азии? Тимофеев: Надо совмещать. Естественно, за полтора-два года мы полностью не заменим импортные поставки, но, я считаю, один из положительных моментов санкций в том, что мы, наконец, поняли, что нельзя сидеть на «импортной игле». Если через 5 лет у нас будет не 90% импорта, а 45-50% – это будет большой прорыв. Некоторое время мы обойдемся и старыми запасами, и азиатскими поставками. Но это время нужно не упустить, и развивать свое производство.

OGE: What do you think, how long will it take to overcome the consequences of sanctions?

Timofeyev: It depends on the reference point. If we talk about process equipment for hydrocarbon production, as far as I understand, we are at the starting point. In regard to drilling equipment, I believe that between two and two-and-a-half years will be necessary for its testing to bring it to the required level of reliability and efficiency. Meanwhile, there are new technologies, which could be developed to enable us to move forward on parallel tracks. This is, for example, gas liquefaction right at the offshore field and its offshore loading. Prelude FLNG, the first plant for this purpose, was built by Shell. There are technologies for production of liquid fuel from gas, GTL technologies. It’s possible not only to produce gas offshore, but also to treat it, process on the spot and ship liquid fuel. This is the global trend – to bring the whole process offshore. What’s different about it is that marine technologies are not very productive yet due to space constraints, but we still need to try and move forward.

НГЕ: Сколько, на ваш взгляд, времени потребуется на ликвидацию последствий санкций? Тимофеев: Это зависит от того, от какой точки стартовать. Если говорить о технологическом оборудовании для добычи, насколько я понимаю, мы находимся в начале пути. По буровому оборудованию я бы определил сроки 2-2,5 года на доведение его путем испытаний до требуемого уровня надежности и производительности. В то же время, есть новые технологии, которые мы можем развивать, чтобы идти параллельными путями. Это сжижение газа прямо на морском месторождении и его отгрузка в море, первый завод Prelude FLNG построен Shell. Есть технологии производства жидких топлив из газа, технологии GTL. Можно непосредственно в море не только добывать, но и очищать, производить и отгружать жидкое топливо. Мировой тренд именно такой – весь технологический процесс уводить в море. Другое дело, что технологии в морском исполнении пока не очень производительны, поскольку места мало, но, тем не менее, двигаться надо.

* Joint exploratory drilling conducted from the West Alpha rig by Rosneft and ExxonMobil at the northernmost well in Russia on the Universitetskaya-1 structure in the Kara Sea in September 2014. The rig was supplied by the Norwegian company North Atlantic Drilling.

* Совместное разведочное бурение в сентябре 2014 года ОАО «НК «Роснефть» и ExxonMobil самой северной скважины в России на структуре «Университетская-1» в Карском море с помощью платформы West Alpha. Платформа поставлена норвежской компанией North Atlantic Drilling

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

45

ARTIFICIAL LIFT

ESP Failure Analysis Study Reveals Secrets of Salym Petroleum's Success

Анализ причин отказов УЭЦН на месторождениях «Салым Петролеум Девелопмент» Andrew Mabian, Alexander Gorlov, Alexander Strokolist, SPD Anton Shakirov, Fidaris Gabsalyamov, Oleg Ivanov, Yaroslav Alexeev, PGS Mišo Soleša, CMS Prodex

T

Эндрю Мэбиан, Aлександр Горлов, Александр Строколист, СПД Антон Шакиров, Фидарис Габсалямов, Олег Иванов, Ярослав Алексеев, ПГС Мишо Солеша, «ЦМС Продекс»

Б

hanks to the successful implementation of the stratлагодаря успешной реализации стратегии по увеличению egy to increase ESP runlife under continuously deteпериода наработки на отказ электроцентробежных насоriorating conditions of well operation, Salym Petroleum сов при постоянно ухудшающихся условиях эксплуатации Development has been successfully maintaining ESP runlife at скважин компания «Салым Петролеум Девелопмент» на протяжеthe highest possible level over many years. To a large extent, нии многих лет поддерживает наработку на самом высоком уровsuccess in this field has been achieved due to the consistent не. Успех в данном направлении во многом достигается за счет methodical work on quality control and implementation of последовательной и методической работы в области контроadvanced data acquisition techniques. Regular activities that aim to enhance control over production and engineering processes, to improve the production organization system, as well as audits Quality analysis by PGS Statistical analysis by PGS engineering Data request / Kick-off meeting / department / Статистический анализ, engineering department / Информационный запрос Установочное совещание Анализ качества, проведенный инженерно-техническим of service companies conducted SPD ESP team / Группа проведенный отделом ПГС компании СПД по ЭЦН инженерно-техническим by independent experts, faciliотделом ПГС tate making changes to the quality assurance process and create SPD field operations / conditions for the increase of SPD workover team / Промысловые работы Группа по капитальному компании СПД Application engineer (AE) / ИнженерArtificial lift expert (ALE) / Специалист по ремонту компании СПД equipment runlife. прикладник (ИП) механизированной добыче (СМД) Reports to ALE / Подчиняется СМД Tasks / Задачи In the context of another Overview customer specific requirements / Tasks / Задачи Рассмотрение конкретных требований клиента major project on production proFormalize project schedule / Оформление Failure Analysis / Xxxxxxxxxxx проектного графика Pull reasons / Причины подъема SPD production team / cess control, SPD carried out an Assign tasks for AE / Оопределение задач ИП оборудования Группа по добыче Assign specific tasks for QAE and FSE / Определение Common failure modes / Обычные типы компании СПД конкретных задач СОК и СПО array of activities to identify and отказов Review and coordinate project / Рассмотрение и Problematic failure modes / Особо координация проекта проблемные типы отказов eliminate causes of ESP failures, Field service expert (FSE) / Специалист по Analyze findings and summarize action items from Infant failures / Ранние отказы промысловому обслуживанию (СПО) AE, QAE and FSE / Анализ полученных результатов History and trends of failure reasons / и обобщение действий ИП, СОК и СПО pinpoint factors, events and/or История и тенденции причин отказов Tasks / Задачи Vendors feedback / Обратная связь Operations / Работы поставщиков issues that have an impact on Expertise / компетентность Root causes identification / Определение Organization / Организация коренных причин Procedures and practices / Порядок и ESP runlife at the Salym group Recommendations identification / процедуры Определение рекомендаций Optimization and troubleshooting / of fields. Identification of these Runlife / Межремонтный период Оптимизация и выявление неисправностей Tracking practices / Принятый порядок Conclusions and recommendations / Выводы factors leads to QA/QC, operaсопровождения работ и рекомендации Current runlife metric / Текущие показатели межремонтного периода tional, engineering or manufacTarget runlife / Целевой межремонтный период turing modifications, resulting in Manufacturing and QA Expert (QAE) / Специалист по Runlife improvement / Увеличение изготовлению и обеспечению качества (СОК) межремонтного периода improved ESP runlife.

Design / Разработка Tasks / Задачи Expertise / Компетенция Manufacturing / Изготовление In addition, these activiReview / Обзор Vendor 1 facilities audit / Аудит производственных объектов поставщика 1 ties were aimed at learning lesVendor 2 facilities audit / Аудит производственных объектов поставщика 2 Conclusions and recommendations / Выводы и рекомендации sons and preventing recurrence of failures. The Failure Analysis Study identified physical, human ● Fig. 1 Methodology for the ESP and latent causes of adverse Failure Analysis Study events or situations. ● Рис. 1 Методология анализа Improvement of ESP runESP facility 1 / Площадка ЭЦН 1 ESP facility 2 / Площадка ЭЦН 2 причин отказов УЭЦН life can only be accomplished

46

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

ля качества и внедрения передовых технологий сбора данных. Регулярные мероприятия по усилению контроля за производственными и технологиSPD dept 2 / SPD dept 3 / Отдел 2 СПД Отдел 3 СПД ческими процессами, совершенствование организационной системы производства, аудиты сервисных органиSPD dept 1 / SPD dept 4 / Отдел 1 СПД Отдел 4 СПД заций с привлечением независимых Facility 1 / Vendor 1 / Поставщик 1 Производственный объект 1 экспертов позволяют вносить изменеFacility 2 / Vendor 2 / Поставщик 2 Производственный объект 2 ... ... ния в процессы обеспечения качества и создавать условия для роста наработResults and SPD dept... / SPD technical/engineering meeting / ки оборудования. recommendations / Отдел СПД Технико-инженерное совещание СПД Результаты и В рамках очередного масштабрекомендации ного проекта в области обеспечения контроля производственных проDecision making workflow / Последовательность принятия решений цессов СПД реализовала целый комплекс мероприятий по выявлению и искоренению причин отказов УЭЦН, PGS’s follow-up / Последующие мероприятия ПГС определению факторов, событий и/ или ситуаций, оказывающих влияние Approved recommendations / на наработку насосного оборудования Утвержденные рекомендации на месторождениях Салымской группы. Определение этих факторов помоESP team / Группа Workover team / Группа Production team / Field operations / специалистов по ЭЦН капитального ремонта Группа по добыче Промысловые работы гает вносить изменения в процессы контроля и обеспечения качества, эксплуатации, проектирования и производства, что в свою очередь приводит к увеличению наработки на отказ.

Vendor 1 / Vendor 2 / Vendor ... / Кроме того, целью упомянутых Поставщик 1 Поставщик 2 Поставщик ... мероприятий было извлечение уроthrough thorough analysis of failure modes and study of all ков, которые могут помочь предотвратить повторение подобных stages of ESP equipment’s operational life. It’s important to отказов. Исследование причин отказов позволило выявить физиnote that SPD joined by a group of independent experts had ческие, человеческие и скрытые причины неблагоприятных conducted analysis of the field’s operation, production and событий или ситуаций. Увеличение наработки УЭЦН возможно только при тщаoperating procedures, as well as surveyed in its entirety the тельном анализе видов отказов и анализе всех этапов работы past track record of ESP operation at the field. оборудования УЭЦН. Важно отметить, что в рамках проекта при The project’s key objectives were: поддержке привлеченных независимых экспертов была проана● Gathering and analysis of data лизирована работа всего месторождения, добыча и регламенты, а ● Identification of primary and secondary failure modes также вся история эксплуатации УЭЦН на месторождении. ● Review of: Ключевые задачи проекта: – Production facilities; – Engineering; ● Сбор и анализ данных; – Field operations; ● Определение первичных и вторичных видов отказов; ● Identification of major factors/issues/events affecting ● Анализ: ESP runlife.

– производственных объектов; The methodology devised for the ESP Failure Analysis – инженерно-технических работ; Study at the West Salym field is a comprehensive step-by-step – промысловых работ; procedure that includes the activities shown in Fig. 1. ● Определение основных факторов/проблем/событий, влияющих на показатели наработки УЭЦН. ● Fig. 3 Well selection for analysis Методология, разработанная для про● Рис. 3 Выбор скважин для анализа ведения анализа причин отказов УЭЦН на Салымской группе месторождений, представWestern Salym ляла собой комплексное планомерное исслеfield / Западно-Салымское дование, которое включало в себя действия, месторождение Frequent failure wells / перечисленные в рис. 1. ЧРФ В процессе работы был собран большой Reservoir, wells, equipment, Upper Salym field / спектр исходных данных для анализа, содерfailure analysis, DB / Верхне-Салымское "Golden wells" / БД пластов, скважин, жащих информацию о параметрах скважин, месторождение «Золотые скважины» оборудования, анализа физико-химических показателях флюидов, отказов монтажах и отказах УЭЦН, комиссионных Vadelyp field / Others / разборах оборудования, производительности Ваделыпское Прочие скважин и т.п. месторождение Совместно с командой специалистов ПГС и ЦМС ПРОДЕКС удалось подготовить и ● ●

Fig. 2 Implementation of developed recommendations Рис. 2 Реализация разработанных рекомендаций

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

O

O

O

O

O

O

47

#11 November 2014

ARTIFICIAL LIFT ● ●

Fig. 4 General architecture of the applied methodology Рис. 4 Общая структура применяемой методологии

Еquipment DB / БД оборудования Problem wells / Проблемные скважины Run life increase / Увеличение наработки Various requests / Различные запросы

Reservoirs, wells, equipment, failure analysis database / База данных месторождений, скважин, оборудования, анализов отказов

Equipment selection and specification AE reports / Отчеты по выбору оборудования и спецификации

Installation DB / БД установок

Real time DB episodic data entered mannually / Эпизодическая информация, внесенная в БД вручную

Installation commissioning sequence of events reports / Отчеты о монтаже/выводе на режим

Monitoring, control P, T, Vib, A, V. data/ Мониторинг, контроль P, T, Vib, A.V. отчеты

Pull out of hole (POH) reports / Отчеты о подъеме оборудования

Trouble analysis, diagnosis, recommendations, actions reports / Анализ проблем, диагностика, рекомендации, отчеты по действиям

POH DB. / БД подъема оборудования

Тrouble analysis DB / БД анализа проблем

Tools - developed or bought / Инструменты - разработанные или приобретенные Test equipment reports / Тестовое оборудование, отчеты

Yes / Да

Equipment re-use / Повторное использование

No / Нет DIFA reports/Data / Отчет по анализу причин отказа

DIFA DB / БД по анализу причин отказа

Over the course of work a wide range of source data had been collected and analyzed. The data included information on the wells, physical and chemical parameters of fluids, ESP installations and failures, commission equipment dismantling, well productivity, etc.

Through joint effort with PGS and CMS Prodex teams it became possible to prepare and process initial data from various sources and in various formats for the most interesting well groups, such as “Golden Wells” and Frequent Failure Wells (FFW). The data and information on these wells were used to describe failure causes and identify initially failed assemblies in the PGS software.

The recommendations developed on the basis of this analysis were then used to solve the task of increasing ESP runlife.

Analysis of Equipment Operation and Its Failure Causes As part of the project, we performed statistical analysis of the failures logged into the company database by using various filters, such as the manufacturer, well type, operational condition and Y-tool system. The most important part of the analysis was to define the frequency of failures and identify the moment when the failure pattern changes from decreasing monotonously to surging continuously. This trend was typical for almost all ESP manufacturers in 2012–2013, when noticeable growth of failures and shorter ESP runlife were observed.

Specialists also studied and analyzed the causes of ESP failures at SPD’s fields over the last two years. To identify failed

48

обработать исходные данные из различных источников и в различных форматах для наиболее интересующих групп скважин, таких как, например, «Золотые скважины» и для часто ремонтируемого фонда («ЧРФ»). Все данные по указанным группам скважин были использованы для описания причин отказов и определения первично отказавших узлов в программном обеспечении ПГС. Разработанные в результате анализа рекомендации стали указаниями для проведения большой работы по реализации поставленных задач по увеличению наработки оборудования.

Анализ работы оборудования и причин его отказов В рамках проекта был выполнен статистический анализ моментов отказа, имеющийся в базе данных компании, с использованием различных фильтров, таких как, например: производитель, тип скважины, режим эксплуатации, применение системы Y-tool. Наиболее важной частью анализа было определение динамики частоты отказов и момента перехода тренда из монотонно убывающего в постоянно растущий. Такие явления наблюдалась почти для всех производителей ЭЦН в период с 2012 по 2013 год, был зафиксирован заметный рост числа отказов и сокращение наработки оборудования. Кроме того, специалисты изучили и исследовали причины отказов УЭЦН, имевших место на месторождениях компании в течение последних двух лет. Для определения отказавших компонентов использовались отчеты с разборов оборудования, после чего определялись причины отказов. В данном анализе рассматривались механизмы наиболее распространeнных причин отказов различных компонентов Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

●

Fig. 5 Workflow for analysis of root cause of ESP failure ● Рис. 5 Процесс анализа первопричины отказа ЭЦН

Root cause of failure integrated matrix Интегрированная матрица основных причин отказов

Frequent failure wells / ЧРФ

Teardown inspection / Расмотрение результатов разборов "Golden wells" / «Золотые скважины»

Other / Прочие

General and specific failure mode/pull reason(s) / Общие и специфические причины отказов/подъемов

Failure DB / БД отказов Failed item (FI) / Отказавший узел (FI) Failure mode (FM) / Вид отказа (FM) Failure descriptor (FD) / Идентификатор отказа (FD) Failure cause (FC) / Причина отказа (FC)

Failed item (FI) / Отказавший элемент (FI) Item / Элемент Part / Часть XX

XXX

P

SH

Failure mode (FM) / Вид отказа (FM) General / Specific / Общий Особый ХХХ ХХХХ GF

Failure descriptor (FD) / Идентификатор отказа (FD) General / Detailed / Общий Детальный XXX XXX

LFS

MEF

Failure cause (FC) / Причина отказа (FC) Primary-class / Sub-class / Основная Косвенная XXX XXX

BR

LMQ

WDM

А Yes / Да

Are failure mode/pull reason(s) determined? / Можно определить причину отказа/подъема?

Are failed item(s) identified in Teardown report / Отказавший элемент(ы) определен(ы) в отчете расследования?

No / Нет

No / Нет

Are ESP component Yes / Да numbers identified? / Номера компонентов ЭЦН определены?

Failed downhole ESP components haven't been identified / Не удалось определить компоненты (части) УЭЦН

Failure descriptor / Идентификатор отказа

Yes / Да

Are failed parts identifiend in Teardown report / Отказавшие части определены в отчете расследования?

Additional analysis using different sources of data (material inspection if samples ara available, etc.) / Дополнительный анализ с использованием различных источников данных (материал, если образцы доступны и др.)

No / Нет

Failure causes / Причина отказа

Are primary root causes identified? / Первичные причины идентифицируются?

Frequent failure wells / ЧРФ

Yes / Да

Frequent failure wells / ЧРФ Other / Прочие

Reservoir conditions / Пластовые условия

Low PI / Низкий КП

Workover operation / Подземный ремонт

Cable damage during installation / Повреждение кабеля во время спуска

ESP design / Дизайн ЭЦН

ESP DH equipment selection / Подбор оборудования УЭЦН

No / Нет

"Golden wells" / «Золотые скважины»

Harsh conditions in the reservoir and well / Осложненные скважинные и пластовые условия

Inorganic scale / Солеотложения

Field operation / Сервисная организация

Solids / Мехпримеси

Low manufacturing quality / Низкое заводское качество Failed item (FI) / Отказавший элемент (FI) Item / Part(s) / Элемент Часть

Low repair quality / Низкое качество ремонта Failure mode (FM) / Вид отказа (FM) General / Общий

Specific / Особый

Power supply system / Система энергоснабжения

Failure descriptor (FD) Failure cause (FC) / / Идентификатор Причина отказа (FC) отказа (FD) General / Detailed / Primary- Sub-class / Общий Детальный class / Косвенная Основная

Free gas / Свободный газ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

49

#11 November 2014

ARTIFICIAL LIFT ●

Fig. 6 Distribution of root causes of failures at the Salym group of fields in 2012–2013 ● Рис. 6 Распределение корневых причин отказов на Салымской группе месторождений за 2012–2013 годы

Pump stucked / Заклинивание насоса

Broken shaft / Тормоз вала

Plugging with scale / Образование соляной пробки

Mechanical seal wear / Износ механического уплотнения

10.35% 13.40% 2.60%

Solids / Мехпримеси

Housing washout / Вымывание корпуса

Pump plugged / Образование пробки на насосе

5.15%

Shaft broken / Поломка вала насоса

Pump stuck / Заклинивание насоса

1.30%

Mechanical seal wear / Износ механического уплотнения

Wear of stages / Износ ступеней

Inorganic scale / Солеотложения

2.60%

2.10%

5.24%

7.33%

7.33%

УЭЦН. Имеющийся комплект информации, полученный из различных баз данных компании СПД, был скомпонован в соответствии со стандартами (API 11S1RP и ISO 14224), как указано на рис. 4, доработан и применен с целью достижения поставленных проектом задач. На рис. 5 отражен порядок работ по анализу причин отказов. Рис. 6 отражает распределение причин отказов ЭЦН за исследуемый промежуток времени для выбранных групп скважин, оборудования и подрядных организаций.

Химический состав воды и вероятность образования отложений

В ходе этой стадии работ был изучен ряд образцов воды из трех месторождений. Исследование имеющихся в наличии данных по химическому составу воды позволило сформировать целый перечень важных выводов и рекомендаций. При исследовании возможности образова29% 11% ния карбоната кальция был использован индекс насыщения Оддо и Томсона. Расчеты были проCable damage during installation / Insufficient flow - Low PI / Повреждение кабеля 2.2% Недостаточный приток - низкий КП изведены с целью прогнозирования максимальво время спуска 1% но возможного уровня формирования отложеOperation at high DLS / Работа в ESP operating in downthrust region / ний CaCO₃ с учетом известного уровня содерусловиях высокой степени Работа УЭЦН в правой зоне искривления ствола жания кальция при заданных условиях, таких 2% напорно-расходной характеристики скважины 1% как: дебит скважины, уровень обводненности, парциальное давление CO₂. Также была изучена ESP DH equipment design and selection / 1.1% Проектирование и подбор УЭЦН вероятность формирования отложений, содержащих карбонат кальция, возникших вследequipment components, they used the reports on equipment ствие смешивания пластовой жидкости с раствором сеномана. Прогнозирование уровня формирования отложений и изучеdisassembling and determined the failure causes.

Mechanisms of the most common causes of ESP failures ния возможности возникновения отложений были проделаны с were analyzed. Information package, received from SPD’s использованием индекса насыщения Оддо и Томсона. various databases was put together in accordance with the accepted standards (API 11S1RP and ISO 14224), as is shown Аудит ремонтных баз in Fig. 4, reviewed and applied to achieve the set project goals. Следующим этапом работ было проведение аудита на четыFig. 5 shows the workflow for analysis of failure causes. рех предприятиях по производству и ремонту оборудования Fig. 6 shows distribution of ESP failure causes in the peri- силами независимой экспертной группы. od under study for the selected groups of wells, ● Fig. 7 Maximum possible volume of CaCO3 sedimentation after formation water equipment and contractors.

Water Chemistry and Scaling Probability

from the West-Salym field was mixed with the Cenoman water ● Рис. 7 Максимально возможный объем оседания CaCO3 после смешивания пластовой жидкости с Западно-Салымского месторождения с сеноманской водой

50

Potential amount of CaCO3 (mg/l) / Возможное количество CaCO3 (мг/л)

700

At this stage of the project a number of water samples from three fields were studied. A review of available data on the chemical composition of water has led to some very important conclusions and recommendations.

The Oddo-Tomson saturation index, Is, was used to calculate calcium carbonate scaling tendency. Calculations were carried out to predict the maximum possible amount of precipitated CaCO₃ for given calcium content under the specified conditions, i. e. production rate, water cut, and CO₂ partial pressure. The likelihood of calcium carbonate scale formation caused by mixing of produced water with the Cenoman water was analyzed. Scale formation prediction and analysis of the scaling prob-

600 500 400 300 200 100 0

0

0.2

0.4 0.6 0.8 Ratio of Cenoman water / Соотношение сеноманской воды

1

Potential amount of CaCO3 (mg/l) at 20 C / Возможное количество CaCO3 при 20 °C Potential amount of CaCO3 (mg/l) at 40 C / Возможное количество CaCO3 при 40 °C Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

ability were carried out using the Oddo-Tomson saturation index, Is.

Audit of Repair Shops During the project’s next stage, an independent expert group performed an audit at four manufacturing and ● Hardened varnish on the thread maintenance facilities.

On the whole, the of the submersible electric motor facilities showed satisfac- ● Засохший лак на резьбе ПЭД tory operation. Still, the study made it possible to propose a package of key and auxiliary measures in an effort to improve operation and eliminate violations detected during production.

●

Scratches after two tests of the bronze thrust bearing ● Царапины после двух испытаний бронзового опорного подшипника

В целом, предприятия показали хорошее функционирование. Тем не менее, в результате работы удалось выработать комплекс основных и второстепенных мер, направленных на улучшение работы и исправление нарушений, отмеченных в производственном процессе.

Аудит сервисных работ на месторождении

● Основными направлениями аудита являлись следующие аспекты: ● Спуск, подъем и запуск установок ЭЦН; Audit of Onsite ● Транспортировка и Oilfield Services хранение погружного и наземного обоThe audit focused рудования; on the following aspects: ● Running-in, pull● Оценка професси● Non-detected corrosion marks ing-out and startup ● Corrosion marks on the rotor онального уровня of the motor prepared for assembly on the equipment prepared for of ESP units; и квалификации operation персонала, обслужи● Tr a n s p o r t a t i o n ● Следы коррозии на роторе двигателя, ● Невыявленные следы вающего УЭЦН; and storage of sub- подготовленного к сборке коррозии на подготовленном mersible and on● Наличие средств и к эксплуатации оборудовании land equipment; инструментов для оказания качествен● Evaluation of the ного сервиса; professional level and qualification of the ESP-servicing staff; ● Исследование отказов, ремонт наземного оборудования; ● Availability of tools and devices to provide high-quality ● Мониторинг и оптимизация работы скважин, сбор service; информации с действующего фонда; ● Analysis of failures, repair of surface equipment; ● Соответствие услуг действующим требованиям техники безопасности; ● Well operation monitoring and optimization, acquisition По результатам данного анализа также был сформирован of information from operating wells; ● Compliance of services with current safety requirements. ряд замечаний и рекомендаций по устранению вероятных Based on the results of the analysis, a series of comments причин аварийных ситуаций. and recommendations were proposed to eliminate potential causes of emergency situations. Применение и подбор оборудования Целью данного этапа работ стало определение: Selection and Application of Equipment ● Рабочего диапазона подобранного оборудования; The aim of this stage of work was to determine the fol- ● Влияния эксплуатационных параметров на выбор обоlowing: рудования; ● Operating range of the selected equipment; ● Температурных условий на забое и приеме оборудования; ● Impact of operational parameters on equipment selec- ● Содержания свободного газа по стволу скважин; tion; ● Методики и регламентов, используемых для подбора оборудования для работы в различных режимах эксплуата● Temperature conditions downhole and at the pump ции; intake; ● Free gas content along the wellbore; ● Напряжений при изгибах по длине установок при спусках в скважины. ● Methodology and procedures used for selection of equipПолученные по итогам проделанной работы результаты (табл. ment for operation in various operational modes; ● Bending stresses along the units during their running in 1) помогли сформировать план мероприятий в рамках политики компании по усилению контроля качества производственных проthe well.

The results of the work done (Table 1) enabled elaboration of цессов и сформировать условия для дальнейшего увеличения a plan of actions in the context of the company’s policy to improve наработки. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

51

#11 November 2014

ARTIFICIAL LIFT ● ●

Table 1 Main results of the analysis Табл. 1 Основные результаты работы по анализу #

Analysis / Вид анализа

Results / Результаты ESP installed deeper than 2,800 meters has lower runlife compared to shallower installations / Установки ЭЦН, спущенные на глубину более чем 2 800 м, имеют меньшую НнО в сравнении с установками, спущенными на меньшую глубину

1

Analysis of the equipment operation and its failure causes / Анализ работы оборудования и причин его отказов

Deeper installations can require use of larger submersible motors or lower load / Заглубление установки может вызвать необходимость использования ПЭД больших типоразмеров, либо подбора режима с меньшей загрузкой Higher power ESPs are characterized by lower runlife / УЭЦН с более высокой мощностью обладают меньшей наработкой Drift survey doesn’t affect ESP runlife at the studied field / Инклинометрия скважины не влияет на наработку в условиях рассматриваемого месторождения Pump solids and scale make the most significant effect on ESP operating life.The impact of other parameters is much lower / Механические примеси и солевые отложения оказывают самое серьезное влияние на срок эксплуатации УЭЦН. Влияние других параметров значительно ниже Maximum possible amount of CaCO3 precipitating under different conditions was determined / Определено максимально возможное количество карбоната кальция, выпадающего в осадок для различных условий

2

Water chemistry / Анализ химического состава воды

Compatibility of injected and formation water, including probability of calcium carbonate scale formation and its potential amount as a result of mixing the Cenoman water with the formation water / Совместимость закачиваемых и пластовых вод, в том числе вероятность образования осадка в виде карбоната кальция и потенциальное его количество при смешения вод сеномана с пластовыми Dependence of the amount of deposited CaCO3 on the water cut and chemistry of produced water / Зависимость интенсивности выпадения осадков от обводненности скважины и химического состава добываемых вод

3

4

Analysis of residual inhibitor content / Анализ остаточного содержания ингибитора

Analysis of equipment selection and application / Анализ применения и подбора оборудования

“Traffic Lights” indicators for calcium and hydrocarbon content are difficult for understanding / Индикаторы «дорожного движения» для содержания кальция и углеводородов трудны для понимания In many cases, shortly before ESP failure, the inhibitor content level was in the “green” zone, which indicates low efficiency of the system for the residual content control / Во многих случаях незадолго до выхода из строя УЭЦН уровень содержания ингибитора находился в «зеленой» зоне, что указывает на низкую эффективность системы контроля остаточного содержания Equipment is selected using actual data, without taking into account the dynamics of the reservoir’s physical and chemical parameters / Подбор оборудования осуществляется с использованием фактических данных, не принимая во внимание динамики физикогеологических параметров пласта The applied temperature increase model needs to be modified and improved / Используемая модель набора температуры должна быть изменена и усовершенствована A number of recommendations was prepared for ESP depth and assembly / Разработан ряд рекомендаций по глубине спуска и рекомендации по монтажу УЭЦН

the production processes quality control, and to form the conditions for further increase of ESP runlife.

The audit program, realized at the repair and service shops jointly with the team of independent experts from PGS and CMS PRODEX, made a basis for recommendations aimed at improvement of the quality of service operations on equipment repair, assembly, transportation and storage, and also at reduction of failure risks (Table 2).

Currently, we observe a steady increase of ESP runlife at the Salym group of fields. This was facilitated to a large extent by the successful implementation of the project recommendations. The developed methodology for analysis of the factors affecting ESP runlife is considered efficient and can be recommended for introduction at other fields where ESPs are used.

52

Программа аудита, реализованная на предприятиях ремонта и сервиса совместно с командой независимых экспертов ПГС и ЦМС ПРОДЕКС, стала базисом для разработки рекомендаций, направленных на улучшения качества сервисных работ по ремонту, монтажу, транспорту и хранению, и снижения рисков отказа (табл. 2). На сегодняшний день, наблюдается стабильное увеличение наработки на отказ УЭЦН на Салымской группе месторождений. Успешное внедрение проектных рекомендаций во многом способствовало этом результату. Разработанную методику анализа факторов, влияющих на наработку на отказ, можно считать эффективной и рекомендовать для внедрения на других месторождениях с эксплуатацией УЭЦН.

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

● ●

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

Table 2 Main results of the audit of enterprises and service companies Табл. 2 Основные результаты проведенной работы по аудиту предприятий и сервисных организаций #

Audit / Вид аудита

Recommendations / Рекомендации Equipment standardization / Стандартизация оборудования Motor insulation temperature / Температура изоляции двигателя Requirements on wear resistance / Требования к износоустойчивости Specifications for new equipment / ТУ на новое оборудование

1

Audit of the repair facilities / Аудит предприятий ремонта

Requirements on the load on thrust bearings in the seal section / Требования по нагрузке на опорные подшипники гидрозащиты Requirements on the final tests / Требования к итоговым испытаниям Requirements on the handling operations / Требования к погрузочно-разгрузочным работам

Specifications for repair equipment / ТУ на ремонтное оборудование

Guidelines on re-use of spare parts / Методические указания по повторному использованию запчастей

Specification for repair cable / ТУ на ремонтный кабель Requirements on lead-covered cable splicing / Требования к выполнению сростков освинцованного кабеля Load tests of all face seals / Испытания под нагрузкой всех торцевых уплотнений Surface electrical equipment makes a significant impact on the potential increase of the ESP operation downhole. It’s necessary to perform a thorough analysis of operation of different types of the surface electrical equipment, and based on the analysis results select the most reliable type, and then gradually renew the surface equipment, reducing its variety / Наземное электрооборудование (НЭО) оказывает существенное влияние на увеличение продолжительности работы установки в скважине. Необходимо сделать глубокий анализ работы НЭО по типам и по результатам выбрать наиболее надежный и планово идти к обновлению фонда, уменьшая разновидность по фонду Enhance control over contractors during equipment assembly and disassembly. Standardize all operations on EPS units’ assembly/disassembly at well sites. Contractor’s process engineers should provide instructions for assembly/disassembly of each type of available equipment. These instructions should be approved and agreed upon. They make it easy to control contractors in regard to fulfilment of the assembly/disassembly technology / Повысить контроль над подрядчиками при демонтажно-монтажных работах. Стандартизировать все работы по сборке и разборке установок на скважине. Потребовать у технологов подрядчика предоставить отдельные инструкции процесса монтажа/демонтажа на каждый тип имеющегося в фонде оборудования. Инструкции должны быть утверждены и согласованы. Имея данную инструкцию можно легко контролировать подрядчиков в вопросах соблюдения технологии монтажа/демонтажа

2

Audit of service Contractors should provide their staff with complete sets of proper tools and instrumentation. Load-handling companies and devices should be tested and supplied with appropriate tags. Each ESP unit should be assembled and operational personnel / disassembled with its appropriate single-joint elevator / Потребовать у руководства подрядных организаций Аудит сервисных качественного и полного обеспечения инструментами и приборами своих работников. Грузозахватные организаций и приспособления должны быть испытаны и иметь бирки. Каждая установка должна монтироваться и оперативного демонтироваться только своим хомутом элеватором персонала Review other methods for handling and transportation of downhole equipment to the well site and back. If necessary, issue a special instruction regulating the place and method of fastening the unit section and method of equipment handling / Проработать другие методы по погрузке/разгрузке и перевозке подземного оборудования на скважину и обратно. При необходимости выпустить конкретную инструкцию, регламентирующую место и способ закрепления секции установки и способ разгрузки или загрузки оборудования Contractor’s personnel should have high responsibility during equipment assembly/disassembly and handling.

From time to time, the company’s representative should contact the contractor’s staff, and require high-quality performance as per contract / Добиваться от работников подрядных организаций более ответственного отношения к оборудованию в процессе монтажа-демонтажа и погрузочно-разгрузочных работ. Представителю компании следует время от времени общаться непосредственно с исполнителями заявок, справедливо требуя качественного выполнения своих обязанностей, согласно контрактным обязательствам Develop and implement the contractors control system / Разработать и внедрить систему контроля подрядных организаций

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

53

PROCESS SAFETY

Process Safety: CEO’s Face the Test

Нарушения промбезопасности:

PHOTO / ФОТО: FRM RISK

рыба гниет с головы

Ekaterina Pokrovskaya

T

he number of accidents that have taken place in the petroleum industry around the world over the last few decades emphasize the growing importance of process safety management (PSM) practices.

The price of not making PSM elements part of guidance for your daily plant operations may end up very high, if you consider potential risk to human lives, financial damage to the company, environmental costs, possible negative impact on a company’s reputation and a potential plunge in the value of its shares in the stock market.

One example illustrating how damaging these accidents can be is the explosion at BP’s Texas City refinery in March 2005 that killed 15 people, injured 180, and resulted in billions of dollars in financial losses for the company.

Last year, a series of fires devastated the largest U.S. oil refinery in Port Arthur, Texas, just a year after Shell and Saudi Aramco conducted a ceremony in May 2012 to mark the expansion of the co-owned plant to a 600,000 barrels per day capacity.

Similar examples abound, and in order to reduce and prevent accidents it’s highly critical to address the issue of process safety management practices.

According to the Process Safety Management Survey 2014 conducted by DecomWorld, 34 percent of polled petroleum industry employees confirmed that over the past two years they have felt the pressure from the management to finish their jobs quickly even if the safety was compromised.

54

Екатерина Покровская

Т

от факт, что за последние несколько десятков лет в нефтяных компаниях в разных странах мира неоднократно возникали чрезвычайные ситуации различного характера, подчеркивает рост важности мер по обеспечению технологической безопасности. Отказ от ввода таких мер в систему организации ежедневной деятельности предприятия может привести к очень серьезным последствиям, в том числе возможности возникновения угрозы для жизни людей, финансовым потерям для компании, непредвиденным затратам на охрану окружающей среды. Кроме того, такая позиция может отрицательно сказаться на репутации компании и привести к снижению стоимости ее акций на фондовом рынке. Один из примеров, иллюстрирующий уровень ущерба в результате подобных происшествий, – взрыв на нефтеперерабатывающем заводе BP в Техасе в марте 2005 года. Его печальний итог – 15 погибших, 180 раненых и финансовые потери компании в размере нескольких миллиардов долларов. В прошлом году череда пожаров привела к большим разрушениям на крупнейшем американском нефтеперерабатывающем заводе в Порт-Артуре (штат Техас). Это произошло лишь год спустя после торжественной церемонии на НПЗ (совладельцы – Shell и Saudi Aramco), устроенной в мае 2012 года по случаю увеличения мощности переработки до 600 тыс. баррелей в сутки. Подобных примеров немало, и меры по обеспечению технологической безопасности имеют особую важность Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2014

ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

According to Dr. Owen Chappell, для сокращения и предотвращения происtechnical director at Cresent, the comшествий. pany that specializes in process safety В этом году компания DecomWorld проconsulting, many incidents come водила исследование, пытаясь определить, from a lack of proper and timely hazнасколько предприятия нефтегазовой отрасard identification. “I spent my whole ли уделяют внимание вопросам технологиlife, and last 10 years in BP, going ческой безопасности. В ходе исследования around sites, I visited many opera34% респондентов-сотрудников нефтяных tors, and what I find out about hazard компаний подтвердили, что за последние identification is that people virtually два года руководство заставляло их ускорить do not understand what a hazard is,” выполнение работ, несмотря на снижение Chappell told OGE. уровня безопасности.

Chappell has almost 40 years of Как утверждает д-р Оуэн Чэпелл, техexperience in the oil and gas proнический директор компании Cresent, спеduction operations and HSE manageциализирующейся на консалтинге в сфере ment. He has worked with globally технологической безопасности, причиной known oil and gas operators such многих происшествий является отсутствие as BP, Shell, Exxon, Oryx, and also соответствующих своевременных мер по ● Cresent technical director Owen spent a long time in the North Sea on выявлению опасностей. «За все время рабоChappell offshore rigs such as Forties Oilfield ты, включая 10 лет в BP, мне удалось посетить ● Технический директор Cresent Оуэн Platform (now Apache) and others. многие предприятия и пришлось убедиться Чэпелл Chappell believes risk assessв том, что в вопросах, касающихся выявлеment and hazard identification are ния опасностей, сотрудники, как правило, не the most important issues for the oil понимают, в чем эти опасности заключаютand gas industry to improve. ся», – сказал Чэпелл в интервью корреспонденту НГЕ.

“In my experience, risk assessment is not given enough На протяжении почти 40 лет д-р Чэпелл работал в priority and too many decisions are being made based on сфере добычи нефти и газа, а также обеспечения охраны the financials and the need to get the job done rather than труда, промышленной безопасности и охраны окружаюbasing it whether it is safe or not to do the job carrying it щей среды в крупнейших международных компаниях – BP, out in abnormal operating conditions,” he said. “I had a sit- Shell, Exxon, Oryx. Кроме того, за его плечами работа на uation in a refinery, with some guys who had to work with месторождениях в Северном море, в том числе на морской segment valves. The man who controlled this process was платформе, известной в то время под названием Forties putting the workers in chemical suits to go work on a valve, Oilfield Platform (нынешнее название – Apache) и других. because they did not know the integrity of that valve.” По мнению Чэпелла, оценка рисков и выявление опасChappell emphasized that instead of continuing the ностей должны стать приоритетными вопросами для комjob on the valve, it should have been stopped. паний нефтегазовой отрасли.

“There is no reason why you should be putting people «Исходя из собственного опыта, скажу, что оценке at risk, dressing them in chemical suits and sending them риска не уделяется достаточно внимания. Многие решения to do the routine work on a valve, because you do not know принимаются на основании финансовой информации и the integrity of this valve!” he stressed. необходимости выполнения работы, а не на безопасноBypassing procedures in handling safety critical сти ее выполнения в чрезвычайных условиях. У меня был equipment is an area where weaker process safety control случай с работниками НПЗ, трудившимися на сегментных is becoming widespread. клапанах. Сотрудник, отвечавший за работу клапанов, тре“How many times do people in our field bypass alarm бовал, чтобы рабочие использовали химзащитные костюsystems, work off of pressure safety valves, pressure relief мы, поскольку не был уверен, исправны клапаны или нет», valves? Do the safety process management actually asses – рассказал Чэпелл, подчеркнув, что в упомянутом случае the enormous amount of risk associated with bypassing не стоило продолжать работу на клапанах, надо было остаsafety procedures and operating in abnormal operating новить их. conditions?” he added. «Зачем подвергать людей риску, заставляя их надеть Overriding safety critical equipment without risk защитные костюмы для выполнения обычной работы на assessment and a formal approval, and breaking contain- клапанах просто потому, что нет понимания исправна ment without control measures in place are the two very арматура или нет?» – недоумевал эксперт. important areas where process safety and risk assessment Нарушение порядка работы с оборудованием, критиmust be improved. чески важным для обеспечения безопасности, стало одной “Some operators override the instrument of safety из распространенных причин снижения уровня технолоcritical equipment before they do it. In any of the projects I гической безопасности. have worked for there are at least two, three process safety «Как часто на объекте отключаются системы тревожdefects lying latent,” continued Chappell. ной сигнализации и предохранительные или редукционAt the Abu Dhabi Process Safety Summit 2014, he pre- ные клапаны? Понимают ли те, кто отвечает за технолоsented his findings on risk identification in process safety гическую безопасность, огромный риск, который связан systems, identifying eight key process safety defects and с нарушением правил техники безопасности и работы в eight critical lines of defense (Fig. 1). чрезвычайных условиях?» – спрашивает Чэпелл.

“If you do not deal with these process safety defects, Отключение оборудования, критически важного для they creep into your system, your organization, and before обеспечения безопасности, без оценки рисков и формальНефть и ГазЕВРАЗИЯ

55

#11 November 2014

PROCESS SAFETY

you know it, a number of your process safety barriers are afflicted,” he concluded.

According to Chappell, the unfortunate series of events in the 2005 Texas City plant blast occurred because some process safety defects were accepted as a norm.

“They were not bad people who worked there; in fact there were many good people, some of the best engineers worked there. The problem was that many safety process defects were accepted as a norm, and therefore the lines of defense were actually breached,” Chappell explained.

The key issue that impacts penetration of safety defects into the system has largely to do with the leadership in the organization and its commitment to process safety, making sure all parts of the elements of process safety are aligned with effective leadership, which brings us to a very important role of the human factor in oil and gas management.

As Andrew Dingee, vice president of Afterburner and a former BP contractor demonstrated in his presentation at the Abu Dhabi summit, only 20 percent of accidents in the oil and gas sector are caused by equipment failures nowadays. The remaining 80 percent of accidents are attributed to the human factor.

According to Dingee, the most important factor that drives the employees’ behavior in a plant is the organization’s leadership.

“It is ultimately up to the CEOs. The leadership becomes a part of an accident when they foster the organizational culture where an employee is afraid to report an occurrence of abnormal situation or any of the circumstances that may be interpreted as deviating from the set rules and implicating him/her in any way as being the cause of the accident,” he said.

Dingee cited an example from his experience where a worker in an oil and gas plant moved a barrel that contained some unused hydrofluoric acid as he mistakenly thought the barrel was empty. The barrel lid accidentally opened up and spilled on his arm, causing a fatal poisoning to the individual.

When the investigation into the accident took place, it was already based on an assumption that it was the worker’s fault because he had not followed the procedure.

56

ного разрешения, а также вскрытие защитных оболочек без использования средств контроля – именно эти два серьезных нарушения необходимо устранить для повышения уровня технологической безопасности и эффективности оценки рисков. «Некоторые заранее отключают приборы систем, обеспечивающих безопасность. В любом из проектов, в которых я работал, присутствовало не менее двух-трех скрытых дефектов в области технологической безопасности», – продолжает Чэпелл. На конференции Process Safety Summit 2014, прошедшей недавно в Абу-Даби, Чэпелл представил результаты своих работ в области выявления рисков в системах обеспечения технологической безопасности. В частности, он перечислил восемь основных нарушений норм в этой области (рис. 1) и восемь критически важных линий защиты. «Если забыть об этих нарушениях, они постепенно станут нормой, в результате чего ряд защитных мер на предприятии в одночасье потеряет свою эффективность», – говорит Чэпелл. По его мнению, череда нелепых происшествий привела к взрыву на НПЗ в Техасе в 2005 году, а случилось это именно потому, что отдельные нарушения в области технологической безопасности стали считаться нормой. «Там работали не дилетанты, это был коллектив профессионалов, а некоторые инженеры считались лучшими в своей области. Проблема заключалась в том, что многие нарушения в области технологической безопасности считались нормой, и это, в итоге, привело к катастрофе», – пояснил Чэпелл. Основной фактор, влияющий на проникновение нарушений в области безопасности в систему, в первую очередь, имеет отношение к руководству предприятия – насколько оно готово соблюдать нормы технологической безопасности, поскольку все элементы, обеспечивающие безопасность, находятся в прямой зависимости от эффективности управления. Все это указывает на значительную роль человеческого фактора в управлении предприятиями нефтегазовой отрасли. Как свидетельствует доклад, представленный на конференции в Абу-Даби Эндрю Динджи, вице-президентом Oil&GasEURASIA

SOURCE / ИСТОЧНИК: CRESENT

Equipment integrity / Нарушение целостности оборудования

Overfill and overpressure prevention / Недопущение переполнения и избыточного давления

Breaking containment without control measures in place / Нарушение защитных мероприятий на фоне нехватки контрольных мер

Abnormal operating conditions / Экстремальные условия работы

Procedures not used or applied / Несоблюдение регламента по безопасности

Hazard identification poorly applied / Некачественное выявление рисков

Instrumentation not functioning / Выход оборудования из строя

Fig. 1 The eight proccess safety defects Рис. 1 Восемь самых характерных нарушений в области промбезопасности

Layers of protection not maintained / Несоблюдение мероприятий по защите

● ●

№11 Ноябрь 2014

ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

“The investigation should have deterкомпании Afterburner и бывшим подрядmined if short cuts were encouraged or чиком BP, в современных условиях тольpart of the ‘norm’ at this worksite. It’s ко 20% происшествий в нефтегазовой about understanding why the injured отрасли вызваны отказами оборудоваparty made the decision. How can you ния, причина оставшихся 80% – человеadjust the safety system if your investigaческий фактор. tion doesn’t determine the why the workПо мнению докладчика, самым важer didn’t follow the standard procedures ным фактором, определяющим поведеfor handling this dangerous chemical,” ние сотрудников, является организация explained Dingee. управления предприятием.

Dingee recently conducted a case «Все дело только в руководстве – study why workers don’t follow proceоно становится одной из причин аварии dures. Some of those findings are: proceв том случае, если способствует форdures are poorly written; training does not мированию такого климата на предsupport procedures; too many procedures; приятии, когда сотрудник боится сообorganizational culture to not follow proщать о возникновении нестандартной cedures; employee’s concern for his selfситуации или о любых обстоятельствах, image; procedures outdated or inefficient; являющихся отклонением от правил, ● Afterburner Vice President Andrew and fatigue. в результате чего его самого автоматиDingee As Dingee noted, the executive чески считают виновником происше● Вице-президент Afterburner team of a company ultimately drive their ствия», – говорит Динджи. Эндрю Динджи company’s organizational culture and Он привел пример из своего опыта, approach towards investigation into acciкогда сотрудник нефтегазового предdents and preventing hazards from happening. All CEOs are приятия перемещал бочку с остатками неиспользованной confronted daily on operational and production pressures. фтороводородной кислоты, считая по ошибке, что она But when do they stop the job for safety system concerns? пустая. Крышка бочки случайно открылась, жидкость попа“Operation and safety should be balanced”, he pointed ла на его руку, вызвав смертельное отравление организма. out. “You have to maintain the right level of production to В ходе расследования заранее предполагалось, что make money, and you also should have risk management виноват в происшедшем сам сотрудник, поскольку наруand safety process management to balance safety KPIs and шил установленный порядок проведения работ. the health of their workforce. One cannot dominate the «Следователи должны были определить, каково было other. And if you put your process safety at a minimal level, отношение руководства к действиям, экономящим силы ultimately you will be inefficient.” и время – поощрялись они или, может быть, считались As Dingee shared in his presentation, one winning tool нормой на объекте. Нужно понять, почему пострадавший for keeping safety in balance with operations is a checklist принял такое решение, – объясняет Динджи. – Как можно built upon safety issues and non-productive time (Fig. 2). доработать систему обеспечения безопасности, если расFurthermore, the checklist is executed with someone self следованием не определены причины несоблюдения verifying the work. работником стандартных процедур обращения с опасны“This instantly raises performance and makes a differ- ми химическими веществами?» ence in your organization. This was proven in the developНедавно Динджи исследовал причины нарушения ment of a pressure checklist for BP,” he added. работниками установленного порядка на конкретных приFollowing established procedures also has to be мерах. Вот некоторые выводы по итогам исследования: aligned with the personnel training on process safety процедуры плохо написаны или их соблюдение не предусapplication and getting to know the equipment they have мотрено профессиональной подготовкой; слишком больto work with. шое число процедур; несоответствие корпоративной культуры прописанному регламенту; стремление сотрудника «сохранить лицо»; ● Fig. 2 BP’s checklist built upon safety issues and non-productive time устаревший или ● Рис. 2 Перечень контрольных вопросов BP в отношении безопасности и непроизводственных затрат времени неэффективный регламент; усталость сотрудников. По мнению Динджи, руководство компаний стало уделять существенное внимание расследованию аварий и превентивным мерам. Топ-менеджмент предприятий постоянно находится под давлением из-за необхоSOURCE / ИСТОЧНИК: BP

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

57

#11 November 2014

PROCESS SAFETY PHOTO / ФОТО: ICHEME

димости выполнять задачи, поставленные перед ним. Но когда руководители останавливают производство по причинам, связанным с безопасностью? «Нужно равновесие между текущей деятельностью и безопасностью, – подчеркивает эксперт. – Следует поддерживать производство на уровне, необходимом для обеспечения рентабельности предприятия. Но при этом организация контроля рисков и технологической безопасности должна обеспечивать равновесный уровень показателей безопасности и охраны труда. Ни один из этих факторов не должен иметь приоритет выше, чем другой. Однако не забудьте, что поддержание производства на минимальном уровне с обеспечением полной технологической безопасности в итоге приведет к низкой эффективности работы». Как сообщил Динджи в своем докладе, одно из удачных средств поддержания безопасности на равновесном уровне – это перечень контрольных вопросов в отношении безопасности и непроизводственных затрат времени (рис. 2). Кроме того, в нем должна предусматриваться самопроверка исполнителя. «Это мгновенно приводит к улучшению результатов As Mohamed Daoud, manager of Projects Quality Department in ADCO (Abu Dhabi Company for Onshore труда, выводя организацию на новый уровень. Идея была Oil Operations) emphasized at the PSM Summit, the first проверена при разработке перечня вопросов для работы в issue that needs to be addressed in hazard identification напряженных условиях в BP», – добавляет эксперт. Соблюдение установленного порядка проведения работ and risk minimization is the recognition of particular proдолжно предусматриваться подготовкой персонала для рабоcess safety challenges in the oil and gas industry. ты со средствами обеспечения технологической безопасноHe went on to identify the following: ● Critical challenges due to increasing aging of the fields сти и его ознакомлением с рабочим оборудованием. Мохаммед Дауд, руководитель отдела обеспечения and severe H₂S, water cut, climate-related corrosion, качества проектов компании ADCO (Abu Dhabi Company for etc. ● Equipment (separators, vessels, etc.) are fabricated Onshore Oil Operations), подчеркнул на конференции, что from carbon-manganese steel, which means potential приоритетный вопрос, который должен быть решен при выявлении угроз и минимизации рисков – это признание hazards are present due to corrosion. ● Corrosion can be a life-limiting cause of deterioration наличия определенных проблем в области технологической безопасности на предприятиях нефтегазовой проby pitting and/or environmentally-assisted cracking.

Daoud cited an example of a check-chart used at мышленности. Развивая эту мысль, Дауд определил следующие факADCO that helps assess the risk associated with oilfield equipment and takes into account a few factors that add to торы: the overall factor of equipment integrity (Table 1). ● Критически важные проблемы, связанные со старе“In the end, all departments in an organization should нием месторождений и возникновением сложных become aligned together in process safety management, проблем с сероводородом, обводненностью скважин, so that we can identify a hazard and prevent an accident,” коррозией, связанной с климатическими факторами summarized Daoud. и пр. ● Оборудование (сепараторы, сосуды и пр.) ● Table 1 Criteria and impact factors изготавливается из углеродистой мартен● Табл. 1 Критерии и факторы влияния ситной стали, что означает возможность возникновения опасностей, вызванных Criteria / Критерии Factors / Факторы коррозией.

Operability, condition, reliability Functionality / ● Коррозия может ограничивать ресурс, Функциональность Исправность, состояние, надежность приводя к старению материалов из-за Vendor’s standard or proven technology точечной коррозии или возникновения Prototype or subassembly Manufacturing / трещин из-за воздействия окружающей Производство среды. Стандарты или проверенная технология поставщика Он привел пример контрольной таблиПрототип или сборочная единица цы, принятой в ADCO для оценки рисков, свяLow / high temperature занных с нефтепромысловым оборудованием, Hydrogen induced cracking которая учитывает ряд факторов, требующих Stress relieved welded Materials / учета в дополнение к контролю исправности Материалы Высокая или низкая температура оборудования (табл. 1). Образование трещин из-за воздействия водорода «И наконец, все подразделения в компаСварка со снятием остаточных напряжений нии должны работать согласованно в области HSE Risks / Safety / environment обеспечения технологической безопасности, ОТ, ПБ и ООС Безопасность, окружающая среда чтобы можно было выявит угрозу и предотврариски тить происшествие», – подводит итог Дауд.

58

Oil&GasEURASIA

STATISTICS | СТАТИСТИКА

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

Аugust / Август 2013

Аugust / Август 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

44.47 24.84 18.73 24.17

44.47 25.50 17.87 25.41

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) 0.0 +2.7 -4.6 +5.1

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

Аugust / Август 2013

Аugust / Август 2014

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

3.42 6.31 6.24 0.98

3.37 6.61 6.62 1.07

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

Аugust / Август 2013

Аugust / Август 2014

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

47.67 25.68 15.53

42.74 25.02 11.42

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -1.5 +4.7 +5.9 +8.9

Gas / Газ Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -10.4 -2.6 -26.5

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of August 2014* Количество буровых установок в мире, август 2014 года*

World total | Всего в мире 3,642

Europe | Европа 143 Canada | Канада 399

USA | США 1,904

Middle East | Ближний Восток 406

Africa | Африка 125 Latin America | Латинская Америка 410

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 255 * excluding Russia * без учета России SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

59

STATISTICS | СТАТИСТИКА

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

September / Сентябрь 2013 September / Сентябрь 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

43.08 22.03 19.92 21.96

43.41 23.44 19.38 23.26

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) 0.8 +6.4 -2.7 +5.9

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

September / Сентябрь 2013 September / Сентябрь 2014 3.06 5.75 5.98 0.89

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

3.11 6.10 6.18 0.97

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) +1.9 +6.1 +3.3 +8.8

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

September / Сентябрь 2013 September / Сентябрь 2014

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

53.21 28.72 17.90

45.48 27.13 11.57

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -14.5 -5.5 -35.3

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of September 2014* Количество буровых установок в мире, сентябрь 2014 года*

World total | Всего в мире 3,659

Europe | Европа 148 Canada | Канада 406

USA | США 1,930

Middle East | Ближний Восток 396

Africa | Африка 117 Latin America | Латинская Америка 402

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 260 * excluding Russia * без учета России SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

60

Oil&GasEURASIA

worldheavyoilcongress.com

The knowledge. The expertise. The relationships.

No event gets you better connected with the heavy oil community. Register to attend!

March 24 - 26, 2015 Edmonton, Alberta, Canada

Get $400 off Until Dec 18! Register with code OGEUR at worldheavyoilcongress.com business conference | technical conference | short courses | exhibition | social events | poster sessions

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

Стабильность ствола скважины при бурении глинистых отложений ранней стадии катагенеза Владимир Мосин, Aлександр Меденцев, M-I SWACO

Н

еустойчивость глинистых отложений при бурении нефтяных и газовых скважин является одной из наиболее старых и наиболее значимых в финансовом плане проблем, ежегодно наносящей значительный ущерб строительству скважин (в среднем по большинству оценок – 20-25 % от общей стоимости бурения). Причем, в связи с усложнением условий бурения (рост отходов от вертикали, рост глубин, возрастание техногенного фактора, бурение боковых стволов с индивидуальным вскрытием глинистых покрышек под большими углами и т.д) проблема не то, что теряет актуальность, а наоборот, с каждым годом усиливается. Это заставляет более серьезно и на более высоком научно-техническом уровне подходить к ее решению. И первым шагом в этом направлении должно быть более глубокое изучение свойств глинистых пород, склонных к осыпям, и технически обоснованная привязка проектируемых параметров буровых растворов к свойствам глин. К сожалению, этому вопросу до сих пор уделяется слишком малое внимание, явно не соответствующее значимости проблемы. Поэтому большей частью приходит●

кузнецовской свит уже практически невозможно привести в такое состояние, поэтому их уже можно считать точно породами стадии раннего катагенеза. В табл. 1 приведены основные стадии литогенеза глин1 и показаны основные характеристики глин на разных стадиях. Интервал изменения основных параметров глин раннего катагенеза достаточно широкий. В западно-сибирских условиях интервал их залегания колеблется от 300 до 1 800-2 200 м (в зависимости от фациальных условий образования первичного осадака). Поэтому и проявления их нестабильности при бурении тоже достаточно разные. Условно весь период раннего катагенеза можно разбить на два подпериода. Первый – это глины до глубин примерно 1 000 м, пористостью в интервале 25-45%, и имеющие только коагуляционные контакты между частицами. К этим глинам относятся глины люлинворской, ганькинской, березовской и кузнецовской свит. Содержание воды в них большое вследствие высокой пористости. В процессе геостатического уплотнения происходит отжатие только физически связан-

Табл. 1 Стадии и этапы литогенеза глинистых осадков и пород Давление Глубина на нижней нижней грагранице, ницы, м МПа

Температура на нижней границе, °С

Общая пористость на нижней границе, %

Влажность на нижней границе, %

Консистенция

Преобладающий тип контактов

Глинистые минералы

0,15

10-15

60-75

W>WT

Скрытотекучая

Дальний и ближний коагуляционный

Монтмориллонит, гидрослюда, каолинит и ССО

300-500

5-10

15-20

30-45

W<WT

Пластичная

Ближний коагуляционный

Ранний

900-1 800 (2 000)

20-30

50-60

16-25

W>Wp

Полутвердая

Коагуляционный и переходный

Средний

2 100-3 600

60-80

80-100

4-12

W>Wmg

Твердая

Поздний

2 600-5 000

120-200

150-200

2-4

W<Wmg

Твердая

10 00015 000

>200

>200

1-2

W<Wmg

Твердая

Стадии литогенеза

Этапы литогенеза

Диагенез

Ранний

8-15

Поздний

Катагенез

Метагенез

62

ся искать ответы на многие вопросы в этой области методом проб и ошибок. Вместе с тем, следует признать, что в 2000-е годы в связи с бумом бурения скважин накоплен достаточно большой опыт применения разных систем буровых растворов при бурении разных глинистых пород, находящихся на разных стадиях литогенеза. Это позволяет провести определенную систематизацию накопленного опыта с тем, чтобы понять, какие системы буровых растворов применять при бурении тех или иных глин. Начать эту систематизацию мы решили с глин раннего катагенеза, занимающих значительную часть разреза, по крайней мере при бурении скважин на месторождениях Западно-Сибирской платформы. К глинам раннего катагенеза относятся глинистые отложения на первой стадии существования глин именно как пород, а не осадков. По этой причине люлинворские глины можно характеризовать как переходные от глинистого осадка к глинистой породе, потому что даже при небольшом поступлении в них пресной воды, они начинают течь как глинистая паста. Нижележащие по разрезу глины ганькинской, березовской,

Переходный и фазовый (цементационный) Фазовый (крис-таллизационный и цементационный) Фазовый (кристаллизационный)

Монтмориллонит, гидрослюда, каолинит и ССО Гидрослюда, монтмориллонит, ССО и каолинит Гидрослюда, ССО и хлорит Гидрослюда, хлорит Диоктаэдрическая гидрослюда, серицит и хлорит Oil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

●

Рис. 1 Изменение отношения диаметра максимальной каверны к номинальному диаметру по интервалу берёзовской и кузнецовской свит на Юрхаровском месторождении 2,4 Sildrill Хлоркалиевый Пресный

Отношение макс. диаметра к номинальному

ной воды (капиллярно и осмотически связанной). Образно говоря, породы эти представляют собой спрессованную глинистую пасту. Отсюда следует их очень высокая диспергируемость, из-за чего глины даже в ингибированных растворах (например, насыщенных по хлористому калию) более или менее легко диспергируют и повышают величину МБТ до весьма высоких значений (иногда до 120-140 кг/м3). Как правило, эти глины формировались в условиях глубокого моря. Основным породообразующими минералами, как показывают замеры катионообменной емкости выбуренного шлама, являются иллиты (типичный глинистый минерал моря). С учетом высокой пористости и влажности этих глин, практически не приходится говорить о какой-то повышенной трещиноватости. В монолите ее, скорее всего, вообще нет, а появляется она лишь вследствие деформирования глин в результате несбалансированности забойных и поровых давлений. Учитывая низкую механическую прочность таких глин (из-за отсутствия фазовых контактов между частицами, а коагуляционные контакты осуществляются через водную прослойку между частицами глины), очень велика роль эррозионного разрушения пород в процессе промывок, усиливающаяся за счет несбалансированности забойных давлений и напряжений устойчивости. Ко второму подпериоду раннего катагенеза относятся глины покурской свиты (а в некоторых районах и более старые отложения на глубинах до 1 800-2 000 м). Особенность этих глин в том, что во-первых они имеют уже не такое ярко выраженное глубоководное происхождение, а во-вторых уже приближаются к температурной границе 65 °С, с которой начинается отжатие адсорбционно-связанной воды и формирование переходных контактов. Последние еще не становятся характерным признаком этих глин (в отличие от глин среднего катагенеза), но уже вносят определенных вклад в повышение их механической прочности. Вместе с тем, эти глины еще остаются по своим механическим свойствам близкими к глинам первого подпериода и сравнительно легко деформируются и обваливаются при недостатке забойного давления. Но так как процесс этот уже не такой быстрый, то для этих глин (особенно при использовании ингибированных растворов и РУО), характерна задержка в кавернообразовании при недостатке забойного давления. Это сказывается на хождении бурильного инструмента. Часто можно наблюдать общую картину для этого интервала,

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

2,2 2 1,8 1,6 1,4 1,2 1 208 108 110 109 106

270 271 205 206 207 209 214 212

210 211

Номера скважин когда при первом подъеме в свежепробуренном интервале наблюдаются затяжки, а при спуске и последующих подъемах после образования каверн они исчезают. Пористость этих глин на нижней границе стадии снижается до 16-25%, и они уже на так размываются буровым раствором при турбулентном режиме промывки. Но в целом, они продолжают быть механически непрочными и достаточно сильно (хотя и замедленно) продолжают реагировать на недостаточность забойного давления и его колебания. Опыт бурения этих глин на разных системах буровых растворов на водной основе показал, что их устойчивость почти не зависит от того, применялся ли пресный раствор или ингибированный. Например, на таких месторождениях, как Самотлорское (Усть-Вах), Юрхаровское, Приобское, Тэдинское (Тимано-Печорская провинция) переход с пресных растворов на ингибированные (хлоркалиевый или Силддрилл) ничего не дал в плане повышения устойчивости этих глин. Каверны образовывались, как на пресных растворах, так и на ингибированных. Или, наоборот, кавернозность могла быть небольшой и на пресных растворах, и на ингибированных. Показательно в этом плане использование разных типов буровых растворов на Юрхаровском месторождении. Основные проблемы, характерные для этого интервала на Юрхаровском месторождении при бурении с использованием растворов на водной основе были следующие: Неустойчивость глинистых отложений, прежде всего, верхнеберезовской подсвиты, а также кузнецовской свиты. По этой

причине случались проработки ствола и прихваты из-за обвалов глин; Недостаточно эффективный транспорт как выбуренного шлама, так и особенно, осыпавшегося, что увеличивало вероятность прихватов в шламовых пробках; С учетом почти постоянного наличия шлама в кольцевом пространстве, достаточно больших плотностей бурового раствора (для обеспечения стабильности ствола) и высокой проницаемости сеномана, в последнем часто случались дифференциальные прихваты; Высокая пористость и влажность глин раннего катагенеза (прегидратированность) создавали предпосылки для перехода этих глин в раствор и сильно увеличивали наработку объемов даже ингибированных буровых растворов. Осложнения в виде осыпей и обвалов березовской свиты зафиксированы, практически, по всем скважинам Юрхаровского месторождения. Разница заключалась только в том, что в скважинах с небольшими зенитными углами (до 40°) задача очистки ствола скважины от осыпавшегося шлама облегчалась лучшими условиями для его выноса, отчего и тяжесть проблем в основном была меньше. Этот вывод подтверждают и данные кавернометрии – каверны в этих отложениях имеются по всем скважинам. Размер каверн, практически не зависит от типа раствора. В этом же плане обращает на себя внимание сравнительно небольшой размер каверн при использовании пресных растворов (скв. 210 и 211, рис. 1). Это также можно истолковать в пользу вывода о том, что уровень ингибирования вряд ли оказыва-

63

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

ет какое-то влияние на размеры каверн и, соответственно, на устойчивость отложений березовской свиты. Каверны образуются как в вертикальных скважинах (206), так и в скважинах с углами более 400 (106, 108 и др). Примерно те же самые проблемы были характерны и для бурения скважин на площади Усть-Вах (Самотлор). И также как на Юрхарове, проблема неустойчивости глин раннего катагенеза тесно переплеталась с проблемой плохого выноса шлама. Именно наложение проблемы плохого транспорта шлама при бурении под техническую колонну с углами порядка 500 привело к неправильному выбору типа бурового раствора для бурения этих отложений, а именно – ингибированного хлоркалиевого раствора. Его использование в условиях поступлений больших количеств предгидратированной глины раннего катагенеза, для которых характерны коагуляционные контакты между частицами, приводило к сложностям в управлении свойствами раствора. В ходе работ на месторождении с этой системой выяснилось постепенно, что для повышения эффективности управления ее реологическими и фильтрационными свойствами необходимо увеличивать концентрацию соли практически до насыщения (190-200 кг/м3). В результате проблема регулирования свойств сводилась к удержанию очень сложного баланса в системе: вода – содержание хлорида калия – содержание полимеров на фоне постоянного, тяжело предсказуемого (из-за задержек шлама в стволе) поступления глины в раствор. В целом же, значительный опыт использования хлоркалиевого раствора на УстьВахе (сотни скважин) показал, что в большинстве скважин не были зафиксированы случаи появления в шламе осыпавшейся породы из обсуждаемых глинистых отложений. Если осыпавшийся шлам и фиксировался, то это были алевролиты из Талицкой свиты, причина неустойчиво-

● Табл. 2 Сведения по проработкам и типам раствора , использованных при бурении скважин на месторождениях Томской области Тип бурового Кол-во раствора скважин

Площади

З-Лугинецкая ,Н-Лугинецкая , Казанская , КС1 Останинская , Мирная , Снежная , Майская Майская, Ай-Кагальская , Глуховская, Poly-Plus Чагвинская С-Нюрольская, Ключевская, Арчинская, Пресный ПГР Шингинская, Урманская, З-Лугинецкая

сти которых связана с техногенными факторами. Также не было замечено признаков сужения ствола за счет набухания, размокания, выпучивания глины. Шлам на виброситах имел постоянно признаки выбуренной породы как при бурении, так и проработках. Устойчивость ствола обеспечивалась за счет достаточно высокой плотности раствора -1,26 г/см3. Попытки установить связь таких параметров бурового раствора, как водоотдача, содержание хлористого калия, оказывающих влияние на устойчивость глинистых отложений, не выявили какой-либо связи между ними и наличием проблем как при бурении, так и при спуске технической колонны. В ходе поиска оптимальной рецептуры бурового раствора (в плане управления свойствами) начальные содержания хлорида калия 50-60 кг/м3 были увеличены до 190-200 кг/ м3 (практически до насыщения), но и при таких концентрациях возникали время от времени проблемы с хождением инструмента по стволу. Вместе с тем, убедительно и достоверно зафиксирована зависимость количества шлама на виброситах от состояния бурильного инструмента (покой, вращение или расхаживание). Это один из наиболее важных признаков, свидетельствующих о плохой очистке от шлама ствола скважины с большими зенитными углами. Об этом же говорит периодичность и определенная хаотичность (в плане отсутствия привязки к конкретным стратиграфическим отложениям) в расположении

● Табл. 3 Результаты расчета коэффициента кавернозности в покурской свите по скважинам некоторых месторождений Томской области

64

Покурская свита Дмакс Глубина мм Дмакс, м 522 1314 345 800 292 1052 550 827

Скважины

Тип раствора

Интервал покурской свиты, м

Ккавер

256-Ай-Кагальская 453-Оста-нинская 185-Шингинская 1191-Арчинская 41-СреднеНюрольская 42-СреднеНюрольская 44-СреднеНюрольская

Poly-Plus KСl -полимер Пресный ПГР Пресный ПГР

990-1 620 682-1 560 811-1 650 812-1 560

1,24 1,29 1,22 1,62

Пресный ГР

720-1 525

1,08

279

1360

1,24

Пресный ГР

720-1 525

1,08

278

1327

1,26

Пресный ГР

720-1 525

1,29

527

1082

1,22

Плотность, г/см3 1,11 1,13 1,15 1,16

12 4 40

Ср. время Из них с проработок, проработками час 9 31,5 (75%) 3 112 (75%) 14 7,2 (35%)

мест затяжек и посадок. Из этих фактов следует, что использование ингибированных растворов в глинах раннего катагенеза не решает проблему их устойчивости и главный вклад вносит чисто геомеханический фактор (низкая механическая прочность глинистых пород). Выбор плотности таких растворов на уровне 1,24-1,26 г/см3 для предупреждения водопроявлений техногенного характера в талицкой свите оказался достаточным для обеспечения устойчивости глин ганькинской, березовской и кузнецовской свит. Переход на Усть-Вахе в 2006 году на пресные инкапсулирующие растворы в интервале технической колонны показал обоснованность и технико-экономическую выгодность этого шага. При тех же плотностях раствора (1,24-1,26 г/см3) стабильность ствола осталась на прежнем достаточно высоком уровне, но резко упростилось управление свойствами раствора. Такие же выводы о влиянии (или вернее об отсутствии влияния) на глины первого подэтапа раннего катагенеза ингибированных растворов можно сделать по опыту их использования на Ванкорском (отложения насоновской и дорожковской свит), Хулымском и на ряде других месторождений Западно-Сибирской платформы, а также по Тэдинскому месторождению Тимано-Печорской провинции. В последнем случае, несмотря на более старые в геологическом отношении глины (юра и триас), прослеживаются те же самые закономерности, что и для выше обсужденных глин Западно-Сибирской платформы. Примерно те же самые выводы были сделаны и по использованию разных типов буровых растворов для бурения глин второго подэтапа раннего катагенеза. Глинистые отложения сеноман-альб-аптских ярусов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции относятся также к стадии раннего катагенеза. Был выполнен анализ применения разных типов буровых растворов за 2005-2006 годы для бурения отложений покурской, алымской и киялинской свит в Томской области, которые можно отнести к глинам раннего катагенеза (подошва киялинской Oil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ свиты примерно 2 000-2 250 м для разных месторождений). В табл. 2 приведены сведения по проработкам на разных типах бурового раствора. Из этой таблицы следует, что худшие результаты получены при использовании ингибированного хлоркалиевого раствора и инкапсулирующего раствора Poly-Plus, прежде всего за счет более низкой диспергирующей способности этих растворов по отношению к глине в сравнении с обычным пресным полимер-глинистым раствором. Второй фактор, который также связан и с первым, – это появление возможности поддерживать плотность раствора на заданном проектными документами значении. При использовании пресных растворов такой возможности практически не было, так как происходил очень сильный переход выбуренной породы в раствор и рост, соответственно, его плотности. Несмотря на значительное разбавление раствора снизить существенно плотность раствора чаще всего не получалось. Главным фактором, влиявшим на стабильность этих глин на обсуждаемых месторождениях Томской области, следует признать величину забойного давления (статическая плотность бурового раствора), а также его колебания в ходе различных работ. Это естественным образом увязывается с характером контактов между глинистыми частицами и, соответственно, механическими свойствами глинистых пород глин раннего катагенеза. О том, насколько сильно влияет статическая плотность, на кавернообразование в глинах раннего катагенеза, видно из табл. 3. Самые низкие коэффициенты кавернозности были получены на пресных глинистых растворах в 60-х годах прошлого века на Средне-Нюрольском месторождении при использовании, как принято считать, низкокачественных буровых растворов (с высоким содержанием твердой фазы, с высоким рН, при использовании сильных диспергаторов глин типа гуматов натрия и т.д), но в тоже время при достаточно высокой плотности раствора (1,24-1,26 г/см3). Применение же более качественного с точки зрения химической обработки, но с меньшей плотностью, пресного глинистого раствора на Арчинском месторождении уже в наше время способствовало сильному кавернообразованию в покурской свите. Сильным дестабилизирующим фактором для механически непрочных глин раннего катагенеза являются колебания забойного давления (иногда даже в большей степени, чем сама величина забойного давления). В ходе анализа по Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Томской области были обнаружены следующие случаи влияния таких колебаний давления: ● Понижение уровня раствора в скважине либо вследствие недолива при подъеме, либо вследствие поглощения отфильтровывания при стоянках при отсутствии контроля за уровнем раствора в скважине(Poly-Plus: 5-Глуховская; ПГР пресный: 2-Г, 128, 130, 129-СреднеНюрольская) ● Понижение плотности рабочего раствора либо вследствие попадания воды в раствор (случайного на поверхности или из пласта ), либо газа, либо преднамеренного, например, для «улучшения качества вскрытия пласта» (Хлоркалиевый: 12-Казанская, 184,188-З. Лугинецкая; ПГР пресный: 214, 211,203,204-Ключевская) ● Свабирование при подъеме. Эффект тем более сильный, чем более номинален ствол, чем жестче компоновка, чем больше сужений по стволу, чем более вязкий раствор, чем быстрее выполняется подъем (Poly-Plus: 256-Ай-Кагалская, 4-Чагвинская, Хлоркалиевый: 453-Останинская, 417-Мирная, 10-Казанская) В последнем случае очень большую роль играют реологические свойства бурового раствора. Особенно четко влияние реологии на дестабилизацию ствола в глинах раннего катагенеза удалось выявить при использовании силикатного раствора Sildrill

на Приобском месторождении в 2003-2005 годах (Табл. 4). Применение раствора Sildrill было связано с необходимостью предотвращения осыпания глинистых отложений кошайской пачки (2 000-2 200 м), относящихся в большей степени к глинам средней стадии катагенеза. С этой задачей Sildrill успешно справился, однако в интервале глин раннего катагенеза вышележащих ханты-мансийской, уватской и викуловской свит наблюдались почти постоянно проработки при подъемах и спусках. Сначала предположили, что это связано с недостаточно эффективным транспортом шлама в стволах с большими углами и отходами от вертикали. Для предотвращения этих осложнений увеличили реологические показатели Sildrill. И с такими параметрами было пробурено 10 скважин. Затяжки, посадки и проработки в глинах раннего катагенеза не прекращались. Было пробурено еще три скважины, в которых были, наоборот, резко уменьшены реологические параметры. В табл. 4 показаны параметры раствора и показатели бурения для этих двух групп скважин. Разница в реологических свойствах, как видно из таблицы, действительно большая. Настолько большая, что для группы скважин с низкими реологическими показателями можно было предполагать проблемы с выносом шлама и вытекающие из этого проблемы с хождением инструмента по стволу. Однако в действительности все оказалось наоборот. В этих трех скважинах

●

Табл. 4 Параметры бурового раствора Sildrill , расход реагентов и осложнения по скважинам Приобского месторождения Группа скважин Количество скважин Интервал бурения, м Отход от вертикали, м Максимальный зенитный угол, ° Время бурения, сут/ком. скорость Плотность бурового раствора, г/см3 Условная вязкость по АНИ, сек Пластическая вязкость, мПа х сек Дин. напр. сдвига, фунт/100 кв. фут СНС 10 сек/10 мин, фунт/100 кв. фут Показания вискозиметра Фанн, 3 об/мин Водоотдача по АНИ, см3 рН Содержание хлоридов, мг/л Интервалы затяжек при подъемах , м Интервал затяжек при подъемах (гл по верт) Зенитные углы в интервале затяжек Плотность раствора, г/см3 Интервалы посадок при спусках, м Интервал проработки при спусках (гл по верт) Зенитные углы в интервале проработки Время на проработки, час

Низкая реология 3 1 394-3 382 1 752 50 25/2 387 1,08-1,20 34-41 9-15 9-18 1-6/3-12 2-6 8-9 12 22,7-30 Нет затяжек Нет затяжек Нет затяжек Нет затяжек 1 972-2 307 1 578-1 828 40-43 6,3

Высокая реология 10 1 428-3 568 2 077 54,4 35/1 834 1,12-1,23 48-63 13-20 17-25 6-12/9-27 6-11 7,6-9,1 11,7-12,0 29,3-32 2 308-1 950 1 774-1 384 48,5-46,4 1,17-1,18 1 898-2 212 1 452-1 712 47-52 35,0

65

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

●

Табл. 5 Расчетные индексы очистки ствола при диаметре ствола 215,9 мм и диаметре инструмента 127 мм (статическая плотность раствора 1,16 г/см3, зенитный угол 550, подача насосов 1 810 л/мин, раствор ингибированный , размер глинистого шлама – средний) Варианты 600 300 Фанн, Об/мн 6 3 Скорость ротора, об/мин Мех. скорость, м/час Индекс очистки

№1 44 27 5 3 0 12 0,596

№2 44 27 5 3 60 12 0,214

№3 12 7 0,5 0,3 60 12 0,226

затраты на проработки в среднем уменьшились в 5,5 раз. Причем при подъемах бурильного инструмента затяжки вообще не наблюдались. В табл. 5 приведены расчетные данные по очистке ствола от шлама для разных реологических свойств, механических скоростей и разного состояния инструмента (покой и вращение). Как видно из этой таблицы при условии обеспечения движения инструмента в ходе промывок скважины, индексы очистки получаются хорошими при механической скорости 12 м/час даже при очень низких реологических свойствах раствора (вариант 3). Повышение реологических параметров (вариант 4) при всех прочих равных условиях не сильно увеличивает индекс очистки (с 0,226 до 0,157). Данные табл. 5 дают понимание того, что очистка ствола при бурении скважин на Приобском месторождении с использованием низковязкого Sildrill была нормальной (использовался верхний привод и вращение инструмента в ходе промывок). Но за счет чего же произошло улучшение ТЭП при использовании маловязкого раствора? Данные табл. 6 дают понимание, за счет чего произошло это улучшение. В ней

№4 77 55 13 11 60 12 0,157

№5 12 7 0,5 0,3 0 12 0,622

№6 12 7 0,5 0,3 0 24 1,000

№7 77 55 13 11 0 24 0,772

№8 77 55 13 11 0 12 0,39

№9 77 55 13 11 60 36 0,466

приведены расчетные данные (программа РС-MOD) по эквивалентной циркуляционной плотности для разных операций в скважине (промывка и подъем) для различных уровней реологических свойств бурового раствора. Как видно из этой таблицы, для самых низких реологических свойств бурового раствора, использованных при бурении трех скважин, колебания ЭЦП для разных операций в скважине укладываются в диапазон 1.20-1.14 г/см3 при статической плотности 1,16 г/см3. В то же время при высоких реологических параметрах диапазон колебаний ЭЦП значительно расширяется: 1,30-1,08 г/см3. Это и становилось, по нашему мнению, основной причиной потери устойчивости глин раннего катагенеза при использовании раствора с той же самой статической плотностью, но значительно более вязких. Этот пример дает представление о том, как зачастую односторонний подход к выбору реологических свойств бурового раствора с благими намерениями улучшить качество транспорта шлама приводит к проблемам с устойчивостью ствола. Это особенно актуально для стволов диаметром 216 мм и менее. Неустойчивые глинистые породы раннего катагенеза можно условно разделить на

●

Рис. 2 Механизм каверноообразования в глинах раннего катагенеза с использованием разных типов бурового раствора

Диспергирующий раствор (пресный ПГР и др)

66

Второй подъем

Глины и глиниты Первый подъем

Недиспергирующий раствор ( РУО, КС1, Poly-Plus и др

Бурение

Глины и глиниты

две большие группы (соответственно подэтапам раннего катагенеза) – глины и глиниты. Последние – это камнеподобные глины, но с достаточно высоким содержание воды, имеющие в основной своей массе коагуляционные контакты между частицами и относящиеся по классификации Ребиндера2 к коагуляционным дисперсным системам. Они также, как и глины, весьма чувствительны к величине забойного давления и его колебаниям. Эти факторы можно считать основными для сохранения устойчивости глинистых пород раннего катагенеза. Дополнительный механизм нарушения устойчивости таких пород при воздействии буровых растворов на водной основе заключается в еще большем обводнении их и потере на этой основе механической прочности и без того низкой. Однако этот процесс в отличие от механизма потери устойчивости при несбалансированных давления протекает значительно более медленно. Например, потеря прочности люлинворских глин на Самотлоре и их течение проявляется при длительном техногенном воздействии воды из зоны ППД. Обычно нарушение устойчивости этих глин при недостатке плотности проявляется сразу в виде деформирования, растрескивания, сужения ствола, его размыва и обвалов. Ствол при использовании диспергирующего раствора зачастую даже не заполняется избыточным шламом, так как идет его активное диспергирование в растворе и вынос на поверхность. Однако, если диспергирующая способность раствора невелика (ингибированный, инкапсулирующий, РУО), то может проявляться и в виде затруднений для хождения инструмента (затяжки, посадки, проработки). Процесс кавернообразования в глинах раннего катагенеза для разных типов бурового раствора схематично представлен на рис. 2. При вскрытии глин раннего катагенеза на растворах на водной основе, обладающих повышенной диспергирующей способностью (например обычные пресные полимерглинистые растворы, широко применяемые в Западной Сибири) сразу при бурении начинается проникновение этого раствора в трещины в массиве глины, которые формируются сразу после вскрытия вследствие недостатка забойного давления. Если забойное давление достаточно для обеспечения устойчивости ствола, то даже в среде пресного раствора эти глины будут стабильны и никакого трещинообразования не будет, так как сами по себе эти глины не склонны к образованию трещин в процессе литогенеза. Вода в них будет проникать в основном за счет диффузии, а так как их проницаемость очень низкая, то и процесс обводнения растягивается на недели (если не на месяOil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

●

Табл. 6 Гидравлика в затрубном пространстве типичной скважины на Приобском месторождении при диаметре ствола 215,9 мм, диаметре инструмента 127 мм, глубина скважины – 2 200 м Варианты Исходные данные Плотность, г/см3 Показания вискозиметра 600/300 Показания вискозиметра 100/3 Подача насосов, л/мин Условная вязкость по АНИ, сек Пластическая вязкость, сП ДНС, ф/100 кв.ф Расчетные параметры Критическая скорость течения, м/мин Скорость течения фактическая, м/мин Экв. цирк. плотность (ЭЦП), г/см3 Число Рейнольдса Критическое число (ламинар к переход) Критическое число (переход к турбулент) Макс. снижение экв. градиента забойного давления при подъеме (скорость - 1 м/сек)

цы). Напротив, проникновение пресного диспергирующего раствора в образующиеся трещины приводит к достаточно быстрому кавернообразованию в этих глинах, зачастую в процессе долбления. И уже при первом подъеме после долбления на таком растворе инструмент через зону залегания пласта глин проходит свободно, так как в нем образовалась каверна. Свободному прохождению инструмента способствует диспергирование осыпного шлама в среде пресного раствора, уменьшение размера шлама и его количества, так как его значительная часть переходит в раствор. Общеизвестно, что при бурении подобных глин на пресных растворах скважина превращается в своего рода «глиномешалку». И картина обычно при бурении таких глин выглядит примерно так: каверны образуются большие (со всеми отрицательными последствиями для технологии и качества крепи), однако проблем с хождением инструмента практически нет. При этом происходит большая наработка лишних объемов бурового раствора. При использовании недиспергирующих (условно по сравнению с пресными РВО) буровых растворов картина кардинально меняется. Причем при недостатке забойного давления (или его колебаниях) она меняется не в пользу недиспергирующих растворов в плане хождения бурильного инструмента по стволу. Происходит это вследствие того, что процесс разрушения глины вследствие их деформирования и образования трещин существенно замедляется. И уже в процессе долбления образование каверн не происходит. Наоборот, в местах залегания глин раннего катагенеза образуются сужения. По этой причине первый подъем в свежепробуренном интервале сопровождается, как правило, затяжНефть и ГазЕВРАЗИЯ

№1

№2

№3

№4

№5

№6

№7

1,16 69/50 32/11 2 010 57 19 31

1,16 48/35 22/6 2 010 45 13 22

1,16 39/24 12/1,5 2 010 39 15 9

1,16 20/13 7/1 2 010 34 7 6

1,16 39/24 12/1,5 1 800 39 15 9

1,16 39/24 12/1,5 2 400 39 15 9

1,16 48/35 22/6 2 700 45 13 22

135 76 1,3 1 156 3 053 3 853

108 76 1,2 1 691 2 962 3 762

66 76 1,2 3 233 2 657 3 457

47 76 1,2 5 494 2 709 3 509

66 68 1,2 2 769 2 657 3 457

66 91 1,2 4 150 2 657 3 457

108 103 1,2 2 736 2 962 3 762

0,08

0,05

0,03

0,02

0,03

0,03

0,05

ками и проработками. Особенно это четко проявилось при использовании РУО для бурения этих глин при недостатке забойного давления3. Вообще, опыт применения РУО для бурения глин раннего катагенеза окончательно расставил все точки над i и позволил понять основные причины неустойчивости этих глин. Основными причинами, приводящими к нарушению стабильности ствола в этих отложениях, являются недостаточный уровень забойного давления и его колебания в ходе различных операций в скважине. Для того, чтобы обеспечить устойчивость этих глин, номинальный ствол, качественную крепь скважины необходимо следующее: ● Иметь достаточный уровень забойных давлений. Желательно уточнять уровень плотностей геомеханическими исследованиями, так как вариации диапазона плотностей по разным месторождениями достаточно большие. Нельзя с плотностью 1,12 г/см3(как это следует из пункта 2.7.3.3. правил безопасности ПБ 08-624-03) бурить скважины на разных месторождениях одинаково успешно (большей частью неуспешно). В принципе, для глин раннего катагенеза диапазон необходимых плотностей бурового раствора для обеспечения их устойчивости простирается от 1,10 – 1,35 г/см3 для месторождений Западной Сибири до 1.8-2,3 г/см3 (сарматские и майкопские глины Северного Кавказа с АВПД4). ● Организовать жесткий контроль за уровнем раствора в скважине при длительных остановках ( на ремонт, организационные простои и т.д.) ● Не допускать резких колебаний плотности бурового раствора (как в сторону

увеличения, так и в сторону ее снижения) для чего надо применять недиспергирующие растворы и иметь современные системы очистки. ● Не допускать роста реологических показателей сверх регламентированных значений, так как это усиливает эффекты свабирования. Особенно это относится к параметрам раствора перед СПО. ● Не допускать сальникообразования (сальники – одна из причин усиления свабирования), для чего необходимо осуществлять промывку с достаточной подачей насосов, поддерживать вязкость на низком уровне и соблюдать правила промывки перед наращиванием (промывка с расхаживанием не менее 5 мин). ● Проработку ствола скважины более жесткой компоновкой, чем предыдущая, надо вести таким образом, чтобы добиться ее свободного хождения, а не пытаться пройти без промывки и проработки места небольших посадок. В последнем случае в дальнейшем при подъеме увеличивается свабирование. ЦИТИРУЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. Монография «Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений», издательство «Наука» (2001), авторы: Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В.

2. «Физико-химические основы современных методов закрепления грунтов» – в книге «Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика». Избранные труды. Издательство «Наука» (1979), стр.384, автор: Ребиндер П.А.

3. «Устойчивость глин разных стадий литогенеза на Юрхаровском месторождении при бурении скважин на растворах на углеводородной основе», журнал «Бурение и нефть», № 3,2011, авторы: Арсланбеков А., Севодин Н., Соловьев С., Мосин В., Королев А.

4. РД 39-4-710-82 «Комплексная технология определения и прогнозирования поровых , пластовых давлений и зон АВПД по геолого-геофизическим данным при бурении скважин глубиной до 7 000 м», Москва, Миннефтепром (1982)

67

CHEMICAL AGENTS

ADVERTORIAL SECTION

Oil Pipeline Interior Cleaning with Use of Special Chemical to Prepare Pipeline for Transmission of Eco-Class EURO 5 Diesel Fuel Очистка внутренней полости нефтепровода с применением химреагента с целью подготовки трубопровода к транспортировке дизтоплива эко-класса ЕВРО-5 Rafis Mukhametshin, Cand. Sc., general director, Novye Tekhnologii Andrei Golub, cleaning and in-line inspection projects chief, Novye Tekhnologii Alexandra Bezukladnikova, chemical engineer, Novye Tekhnologii

T

his article focuses on a new, yet unmatched technology for removal of hard asphaltene, resin and paraffin deposits that form inside oil trunklines over the course of long-term shipping. Hereby we present our performance results achieved on Transneft’s operating oil pipelines.

The showcased technology also allows to clean the oil pipeline before an in-line inspection, defects removal, pipeline abandonment or steering it to safety.

Introduction Current market conditions require the crude oil and petroleum products pipeline transportation system to increase export shipping volumes. The main task which needs to be urgently solved is to optimize load of the existing oil pipelines and petroleum product pipelines. A significant rise in demand for Russia’s diesel fuel has been noticed recently on the trade floors of foreign exchanges. Owing to the increasing competitiveness of our domestic diesel fuel, the necessity to boost its shipping volumes is becoming a more urgent issue. However, it should be noted that throughput capacity of the available pipelines is limited, while construction of new pipelines for this purpose isn’t economically viable. Therefore, it’s necessary to use available facilities and partially free up crude oil pipelines for the transportation of light petroleum products.

This task needs to be solved within the shortest time, guaranteeing positive results.

Novye Tekhnologii joint-stock company offers solutions for the issues of proper technology selection, quality cleaning and preparation of oil pipelines.

Despite the lack of an efficient and proven technology in the market, the answer is obvious: the switch of an operating oil pipeline to shipping EcoClass EURO 5 diesel fuel, in accordance with the TRCU (Technical Rules of the Customs Union) requirements 013/2011 and GOST R 52368-2005 (EN 590:2009), by means of chemical cleaning of the oil pipeline’s inner surface.

Heavy oil components depositing on the inner surface of the pipeline, asphaltene-resin-paraffin deposits (hereafter – ARPD) and, consequently, high sulfur content are the biggest adversaries to diesel fuel in the oil pipeline. The use of traditional technology of mechanical removal of ARPD off the pipeline’s inner surface with the help of scraper pigs in various mod-

68

Рафис Мухаметшин, к.т.н., генеральный директор ЗАО «Новые технологии» Андрей Голуб, руководитель проектов по очистке и внутритрубной диагностике ЗАО «Новые технологии» Александра Безукладникова, инженер-химик ЗАО «Новые технологии»

Д

анная работа посвящена новой, не имеющей аналогов, технологии организации очистки внутренней полости магистральных нефтепроводов от твердых асфальтосмолопарафиновых отложений, образовавшихся в ходе многолетней эксплуатации при транспортировке нефти. В материале представлены результаты работ, проведенных на действующих нефтепроводах ОАО «АК Транснефть». Описанная технология также позволяет очистить нефтепровод для дальнейшего комплекса работ по внутритрубной диагностике, устранению дефектов, консервации трубопровода или вывода его в безопасное состояние.

Введение Трубопроводная транспортная система нефти и нефтепродуктов в соответствии с конъюнктурой современного рынка требует увеличения экспортных потоков транспортируемого продукта. Основная задача, требующая незамедлительного решения, – это оптимизация загрузки имеющихся нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. На зарубежных торговых площадках замечено значительное увеличение спроса к российскому нефтепродукту – дизельному топливу. В связи с повышением конкурентоспособности отечественного дизтоплива возникает актуальность увеличения объемов его транспортировки. Вместе с тем, пропускная способность имеющихся трубопроводов ограничена, строительство для этих целей новых трубопроводов экономически нецелесообразно, соответственно, возникает необходимость вовлечения имеющегося парка и частичного высвобождения нефтепроводов для транспортировки светлых нефтепродуктов. Решение данной задачи должно быть реализовано в максимально короткие сроки и с гарантированным положительным результатом. Какие технологии при этом применять, как качественно выполнить очистку и подготовку нефтепровода – это вопросы, решения по которым предлагает ЗАО «Новые технологии». Несмотря на то, что эффективной и проверенной технологии на рынке никто не предлагал, ответ на поставленный вопрос оказался очевиден – это перевод действующего нефтепровода к транспортировке дизельного топлива экологического класса 5, ЕВРО 5, в соответствии с требованиями ТР ТС 013/2011 и ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2009) посредством химической очистки внутренней поверхности нефтепровода. Страшный враг для дизельного топлива в нефтепроводе – это тяжелые компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности Oil&GasEURASIA

ХИМРЕАГЕНТЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

трубопровода, асфальтосмолоifications and produced by different парафиновые отложения (далее manufacturers fails to provide desir– АСПО) и, как следствие, высоable results. However, joint use of a кое содержание серы. Проведение chemical agent and scrapers allows to обычной технологии механичеachieve the required cleanliness of the ской очистки внутренней поверхноpipeline’s inner surface, completely сти от АСПО (при помощи очистных removing ARPD, as well as the cleanустройств различного исполнения liness of the shipped diesel fuel itself. и производства) не дает желаемоHaving studied these issues and го результата. Но совместный проrequirements on ARPD removпуск химического реагента и очистal from a pipeline’s inner surface, ных устройств позволяет добитьNovye Tekhnologii offered a techся требуемой чистоты внутренней nology, which seemed rather sim- ● The sample cut out from the pipeline, which is cleaned up поверхности трубопровода с полple at first glance, but required prop- ● Образец, вырезанный из очищаемого трубопровода ным удалением АСПО и требуеer professional and special training for мой чистоты транспортируемого по the application of a custom-selected chemical agent for each oil pipeline and special equipment. Technological данному трубопроводу дизельного топлива. Изучив поставленные вопросы и требования к очистке от АСПО с внуprocesses in this set of operations are completely unique and depend on the properties of previously shipped crude oil, pipeline route profile, and oil тренней полости трубопровода, ЗАО «Новые технологии» предложило технологию, с первого взгляда достаточно простую, но требующую професpipeline length and diameter. сиональной и специальной подготовки с применением индивидуально The technology can be divided into the following stages: подобранного для каждого нефтепровода химического реагента и специStage 1. Preparatory operations and laboratory ального оборудования. Технологические процессы комплекса работ абсоstudies лютно индивидуальны и зависят от свойств ранее перекачиваемой нефти, Samples of the pipeline to be профиля трассы, протяженности и cleaned are cut out using a cold диаметра нефтепровода. cutting method. Using pipe samВсю технологию можно разделить ples with hard deposits, oil and на следующие этапы: ARPD samples, a specialized cer1-й этап. tified chemical laboratory carПодготовительные ries out tests in order to select работы и лабораторные the most efficient chemical agent. исследования The key criteria for selection of Безогневым методом производитthe chemical are the following: ● Minimum contact time necся вырезка образцов очищаемого труessary for the chemical to бопровода. При помощи полученных dissolve ARPD – perfor- ● Appearance of the inner surface of a pipeline sample before and образцов с твердыми отложениями, mance; проб нефти и АСПО в специализироafter application of the chemical agent ● Minimum volume of the ● Внешний вид внутренней поверхности образца трубопровода ванной аккредитованной химической chemical necessary for com- ДО и ПОСЛЕ применения химического реагента лаборатории проводятся испытаplete ARPD dissolving – effiния, целью которых является подбор ciency; необходимого наиболее эффектив● Possibility of use of the applied chemical with dissolved products ного химического реагента. without reducing the quality of tank oil pumped into the pipeline – marОсновным ключевыми критериями выбора реагента являются: ● минимальное время контакта, необходимое для растворения АСПО ketability. реагентом – технологичность; In other words, the chemical must be characterized by the maximum efficiency of dissolving not so much soft layers as hard and complex wall ● минимальный объем реагента, необходимый для полного растворения АСПО – эффективность; deposits, including such elements as petroleum wax, mechanical impuri● возможность утилизации применяемого реагента с растворенными ties, corrosion products, pores of which are filled with ARPD, and other. продуктами без снижения качества товарной нефти при закачке в Due to the large length of pipeline sections and limited time of the chemнефтепровод – товаропригодность. ical agent’s contact with remaining oil and ARPD, it is necessary to take Иными словами, от химического реагента требуется макinto account not only the comсимальная эффективность растворения не столько мягpleteness of its action, but also ких слоев, сколько твердых и сложных пристенных отложеinteraction kinetics. ний, включающих в себя такие составляющие, как церезины, Based on the results of lab механические примеси, продукты коррозии, поры которых study, the following data are заполнены АСПО, и прочее. determined: ● Amount of the chemical В связи с большой протяженностью участков и ограниченagent, taking into account ным временем контакта реагента с остатками нефти и АСПО, the oil pipeline route profile необходимо учесть не только полноту действия реагента, но ● Amount of diesel fuel (hereи кинетику его взаимодействия. after DF) for absorption plugs По итогам проведенных лабораторных исследований ● Amount of passes of DF определяются следующие данные: ● объем химического реагента, с учетом профиля трасabsorption plugs ● Amount of scraper pigs in the ● Chemical agent in shipping containers сы нефтепровода; ● объем дизельного топлива (далее ДТ) для абсорбциplugs of the chemical agent ● Химический реагент в транспортируемых емкостях онных партий; and plugs for absorption Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

69

CHEMICAL AGENTS

ADVERTORIAL SECTION

Then a technology for running the chemical and absorption plugs is developed, taking into account process parameters, such as flow rate and pressure in the pipeline during the operations.

Stage 2. Pipeline preparation for chemical treatment Pipeline emptying (oil displacement) is done using cleaning pigs/foam pigs and nitrogen units.

The quality and fullness of oil displacement from the pipeline is an important factor, as oil remaining in it will reduce the efficiency of the calculated amount of the chemical agent. To ensure the maximum possible oil removal, it’s necessary to perform thorough control of the quality of displacement.

After emptying a big length pipeline, it’s then divided into sections based on hydraulic calculations that had been carried out prior to that. Pig launcher-receiver units are assembled at each pipeline section. Operations on opening the housings of shutoff valves, cleaning and steaming are performed at all block valve stations. It’s necessary to provide disconnection of standby lines of the main pipeline, loopings and discharge/supply sections of the main pipelines, i.e. dead ends and T-branches are eliminated. Similar preparatory operations are performed at standby pipelines, if there are any.

Stage 3. Operations on chemical cleaning Wall deposits, solids, remaining water and oil are removed from the interior of the pipeline with the help of the selected chemical agent. Cleaning is realized by forming a chemical agent plug between scraper pigs. The volume of the chemical and, correspondingly, the plug length are determined ● ●

Тhe scheme of formation of the agent's plug Схема формирования пробки реагента

● количество пропусков абсорбционных партий ДТ; ● количество очистных устройств (поршней) в пробках химического реагента и абсорбционных партий. Далее разрабатывается сама технология пропуска пробок реа● Installation of pig launcher-receiver units гента и абсорбционных пробок с учетом тех● Монтаж временных камер нологических парамепуска-приема СОД тров, в том числе скорости и давления в трубопроводе во время выполнения комплекса работ.

2-й этап. Подготовка трубопровода к химической очистке Выполняется опорожнение трубопровода (вытеснение нефти), которое производится с применением очистных скребков/поролоновых поршней и азотных установок. Качество и полнота вытеснения нефти из трубопровода – важный фактор, так как оставшаяся нефть в трубопроводе снижает эффективность рассчитанного объема химического реагента. Для обеспечения максимально возможного удаления нефти, необходим тщательный контроль качества вытеснения. По завершении процесса опорожнения и при большой протяженности, согласно предварительно проведенным гидравлическим расчетам, производится разделение трубопровода на участки. На каждом участке выполняется монтаж камер пуска и приема средств очистки и диагностики (КПП СОД). На всех узлах задвижек проводится комплекс работ по вскрытию корпуса запорной арматуры, очистке и пропарке. Обеспечиваются разрывы на резервных нитках основного трубопровода, лупингах и отводящих/ подводящих участках к основному трубопроводу, то есть ликвидируются тупиковые участки, тройники. Аналогичный комплекс подготовительных работ проводится на резервных нитках, при их наличии.

3-й этап. Комплекс работ по химической очистке

based on the results of laboratory studies and the developed cleaning technology within the scope of the first stage operations.

Проводится очистка внутренней полости трубопровода от пристенных отложений, мехпримесей, остатков воды и нефти с помощью подобранного химического реагента. Очистка выполняется путем создания пробки химического реагента между очистными устройствами (поршнями). Объем реагента, соответственно, длина пробки определяются исходя из итогов лабораторных исследований и разработанной по ним технологии очистки в объеме работ первого этапа.

Stage 4. Post-chemical pipeline cleaning

4-й этап. Пост-химическая очистка трубопровода

The removal of the chemical agent's remains and the remainder of deposits on the inner surface of the pipeline is carried out by means of passes of DF absorption batches. The required number of passes of DF absorption plugs and the quantity of necessary DF is determined during Stage 1.

Удаление остатков химического реагента и остатков отложений на внутренней поверхности трубопровода обеспечивается пропуском абсорбционных партий ДТ. Необходимое количество пропусков абсорбционных пробок ДТ и объем требуемого ДТ определяется в ходе работ первого этапа.

Agent / Реагент

Cleaning devices / Очистные устройства

Stage 5. Control pass of DF plug The final pass of the DF batch is done to control and verify the quality of removal of ARPD from the pipeline inner surface. The main criterion of the quality of work on removal of the wall deposits in the pipeline is the DF analysis after its pass through the cleaned section.

5-й этап. Пропуск контрольной пробки ДТ Для контроля и подтверждения качества очистки внутренней поверхности трубопровода от АСПО проводится финальный пропуск партии ДТ. Основным критерием качества выполненных работ по очистке трубопровода от пристенных отложений является анализ дизельного топлива после его пропуска по очищенному участку.

6-й этап. Завершающий этап ● ●

70

A sample of a test batch of diesel fuel Образец контрольной партии ДТ

Проведение ремонтно-восстановительных работ (демонтаж временных КПП СОД, врезка катушек на разрывах трубопровода) и восстановление трассы трубопровода.

Oil&GasEURASIA

ХИМРЕАГЕНТЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Stage 6. Final stage Remedial operations (disassembly of temporary pig launcher-receivers, spool cutting-in at the pipeline disconnections) and restoration of the pipeline route.

The technology proposed by Novye Tekhnologii was successfully field tested, and was also used for the main set of operations at Transneft facilities, which made it possible within the shortest time and with the minimal expenses to prepare oil pipelines DN 500 millimeters, L-252 kilometers, and DN 700 millimeters, L-280 kilometers for shipping eco-class 5, EURO 5 diesel fuel, in accordance with TRCU (Technical Rules of the Customs Union) requirements of 013/2011 and GOST R 52368-2005 (EN 590:2009).

Conclusions Based on the results of work carried out at the field test sites and a set of operations at the main oil pipelines DN 500 millimeters (252 kilometers) and DN 700 millimeters (280 kilometers), the following conclusions have been made: ● The proposed technology for removal of of wall ARPD deposits with application of a chemical agent is highly efficient and economically viable. ● According to methodology, the operation is conducted with widely used, standard devices, doesn't require installation of additional, complex equipment, while securing full compliance with relevant requirements. ● The technology provides for technically and environmentally safe performance of further pipeline diagnostics, defects remov- ● Inner surface of the pipeal, restoration of pipeline integrity, line after cleanup major overhaul or abandonment of ● Внутренняя поверхность cleaned pipelines. трубопровода после ● Performed work provides the pos- очистки sibility to use the existing aging oil pipelines for transportation of any kind of petroleum products without a loss of their quality.

Having achieved positive results in the oil pipeline cleaning with the chemical agent, the company Novye Tekhnologii is now extending the capabilities of the technology and is developing recommendations for application of the chemical for removal of the bottom sediments in vertical steel tanks, and pre-diagnostic operations on the main pipelines. We will be glad to present information on these recommendations to our readers and potential customers in the next issues of the magazine.

Novye Tekhnologii’s proposals and recommendations make it possible during in-line inspection to solve the problem of “loss of information” caused by “substandard” pipeline cleaning which results in high content of oil paraffins. Running of a chemical plug in the product flow prior to running of a pipeline diagnostic pig will enable dissolving of paraffins deposited inside the pipeline. Implementation of this solution will make it possible to cut down expenses on subsequent (after receiving the diagnostic results with partial loss of information) numerous operations on “test trenching” for additional inspection of zones with loss of information and zones with deposits, which, unfortunately, takes place at present.

● Inner surface of the pipeline prior to cleanup ● Внутренняя поверхность трубопровода перед очисткой

Предложенная ЗАО «Новые технологии» технология успешно прошла этапы полевых испытаний, а также была применена при проведении основного комплекса работ на объектах ОАО «АК «Транснефть», что позволило в кратчайшие сроки и с минимальными затратами подготовить нефтепроводы Ду 500 мм , L-252 км, и Ду 700 мм, L -280км к транспортировке дизельного топлива экологического класса 5, ЕВРО 5, в соответствии с требованиями ТР ТС 013/2011 и ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2009).

Выводы Результаты проведенных работ на полевых испытательных участках, а также комплекс основных работ на магистральных нефтепроводах Ду 500 мм (252 км) и Ду 700 мм (280 км) позволяют сделать следующие выводы: ● Предлагаемая технология очистки пристенных отложений АСПВ с применением химического реагента является высокоэффективной и экономически целесообразной. ● Работы, согласно методике, проводятся с применением распространенных, стандартных устройств, без установки дополнительного сложного оборудования, а также в полном соответствии с нормативными требованиями. ● Технология обеспечивает технически и экологически безопасное проведение дальнейших процедур диагностики, устранения дефектов, восстановления целостности, комплексного ремонта, либо консервации очищенных трубопроводов. ● Выполненные работы гарантируют возможность использования давно существующих систем трубопроводов для транспортировки любых нефтепродуктов, без потери их качества. С учетом достижения положительных результатов работ по очистке нефтепроводов с применением химического реагента, ЗАО «Новые технологии» расширяет возможности технологии и разрабатывает рекомендации по применению реагента при очистке донных отложений в РВС, преддиагностических работах на магистральных нефтепроводах, о которых мы будем рады довести информацию до наших читателей и потенциальных заказчиков в следующих выпусках журнала. Предложения и рекомендации ЗАО «Новые технологии» позволяют решить проблему при проведении внутритрубной диагностики на участках «с потерей информации», связанной с «некачественной» очисткой трубопровода – наличием высокой доли содержания парафинов нефти. Пропуск пробки реагента в потоке продукта перед пропуском внутритрубного инспекционного прибора, позволит растворить отложившиеся парафины с внутренней стороны трубопровода. Реализация данного решения позволит сократить затраты на последующие, после получения результатов диагностики с частичной потерей информации, многочисленные «шурфовки» для проведения дополнительного дефектоскопического контроля зон с потерей информации и зон с отложениями, что на сегодняшний день, к сожалению, является действительностью. ИСТОЧНИКИ:

SOURCES:

“Experience in experimental and practical activities in preparing a line section of an oil pipeline for shipping eco-class 5 diesel fuel as per TRCU 013/2011” Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov magazine Issue #3 (15) 2014 “Emptying, chemical cleanup and pipeline abandonment of the NPS 700 Polotsk– Ventspils oil pipeline on a 250-kilometer section” Truboprovodny transport [theory and practice] magazine Issue #3 (25) June 2011 Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Статья: «Опыт экспериментально-практических мероприятий по подготовке линейной части нефтепровода к транспортировке дизельного топлива экологического класса 5 по ТР ТС 013/2011» Журнал: «Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов». Выпуск: № 3 (15) 2014 Статья: «Опорожнение, химическая очистка и консервация нефтепровода Ду 700 Полоцк – Вентспилс на участке длиной 250 км» Журнал: «Трубопроводный транспорт [теория и практика]» Выпуск: № 3 (25) июнь 2011

71