ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine

ROGTEC MAGAZINE 14

14

СГруппа «ЛУКОЙЛ»: Повышение нефтеотдачи LUKOIL: Enhanced Oil Recovery

TNK-BP:

THE ENGINEERS’ CHOICE

Managing the Flare

ТНК-BP:

Проблемы факельного

хозяйства

Мониторинг качества заканчивания скважин в реальном масштабе времени Real Time Completion Monitoring

See this issue at

RO&G ‘08 & KIOGE

Tel:

+34 952 880 952

Fax: +34

952 904 230

Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ - EDITORIAL +34 952 880 952 editorial@rogtecmagazine.com Шеф-редактор Ник Лукан Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com Член редакционо-издательского совета В.Н.Манырина Editorial Advisory Board Vyacheslav Manyrin info@rosing.ru ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ - SALES +34 952 886 593 sales@rogtecmagazine.com Директор по продажам Даг Робсон Sales Director Doug Robson doug.robson@rogtecmagazine.com ВЕРСТКА И ДИЗАЙН - PRODUCTION / DESIGN +34 952 904 229 saul.haslam@rogtecmagazine.com Креативный дизайн Саул Хаслам Creative Design Saul Haslam saul.haslam@rogtecmagazine.com УСЛОВИЯ ПОДПИСКИ: ROGTEC могут получать по свободной подписке лица, принимающие активное участие в таких секторах нефтегазового комплекса, как разведка и разработка месторождений, бурение, добыча и транспортировка углеводородного сырья в Российской Федерации и в других прикаспийских странах, включая Казахстан, Азербайджан, Туркменистан и Узбекистан. Стоимость платной годовой подписки в Европе составляет €45, в Северной Америке - €75, в других регионах мира - €100.

Другие производители средств для консервации просто добавляют противокоррозионные присадки в консистентную смазку. Компания Jet-Lube применяет другую методику. Мы используем лучшие из имеющихся у нас ингибиторов коррозии и антикоррозийных средств и создаем на их основе защитный состав, проникающий в резьбовые канавки и надежно в них удерживающийся. Вне зависимости от климатических и внешних условий, состав KORR-GUARD™ обеспечивает наиболее длительную защиту концевых соединений. Для защиты резьбы, в течение длительного времени, значительно превышающего срок заводской гарантии, приобретайте средство KORR-GUARD компании Jet-Lube.

• Не оставляет пятен • Не затвердевает • Легко удаляется • Перекачивается насосом

Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group.

ROGTEC is available on a free subscription basis to individuals actively involved in the exploration/drilling/production and pipelining sectors both in the Russian Federation and the following countries surrounding the Caspian sea: Kazakhstan, Azerbaijan, Turkmenistan and Uzbekistan.

Subscription is available throughout Europe @ €45 per year, North America @ €75 per year and the rest of the world @ €100 per year.

Обработанная составом KORR-GUARD резьба после года хранения в районе Мексиканского залива.

• Наносится с помощью протектора резьбы • Поставляется в разные страны мира

No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from the Publishers.

BPA Worldwide membership applied for in December 2007

ROGTEC

www.jetlube.com Houston, TX 77028 800-538-5823 Тел.: (713) 674-7617 Факс: (713) 678-4604 www.rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

Содержание Contents Выпуск 14

Issue 14

14

Сейсмическая разведка 4-го поколения 4th Generation Seismic

22

Новый подход к подавлению кратных волн 3D New Approach to 3D Multiple Attenuation

36

Cover Story

54

Cover Story

60

Cover Story

Мониторинг качества заканчивания скважин в реальном масштабе времени Real Time Completion Monitoring

Группа «ЛУКОЙЛ»: Повышение нефтеотдачи Lukoil: Enhancing Recovery Rates

ТНК-BP: Управление факельным хозяйством TNK-BP: Managing the Flare

54 72

72

Забота об окружающей среде в компании СПД Environmental Compliance at SPD

78

Винтовые насосные установки – Часть 1 PC Pump Developments – Part 1 ROGTEC

24 www.rogtecmagazine.com

When you need all the pieces to click together...

...Ask Fugro We provide the insight that supports oil and gas, mining and construction projects around the world, ensuring that we have the ‘right pieces’ in the ‘right place’ to keep our clients in the picture.

Combining the intelligence of our people, processes and technology with world-class resources, Fugro’s solutions are tailored to integrate perfectly with your particular configuration of service requirements.

Fugro NV, 10 Veurse Achterweg, PO Box 41, 2260 AA Leidschendam, The Netherlands Tel: +31 70 311 1422 Fax: +31 70 320 2703 Web: www.fugro.com NO OTHER COMPANY CAN PROVIDE THE SAME COMPREHENSIVE RANGE OF GEOTECHNICAL, SURVEY AND GEOSCIENCE SERVICES

www.rogtecmagazine.com

Содержание Contents Выпуск 14

Issue 14

86

Обзор шоу Show Review

88

Предпосылки успеха капиталоемких проектов Creating an Environment for Capital Success

86

98

Специализированные ИТ-инструменты для нефтегазовой отрасли Integrating IT into the Oil Field

106

Проблемы безопасности: тайны и загадки Security Challenges – Puzzles & Mysteries

114

Научно-технический Комплекс ОАО «Стройтрансгаз» Stroytransgaz: Research & Engineering Capabilities

130 Новости и Пресс-релизы Latest News and Company Activity

ROGTEC

98 www.rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com

How do you reach 99% of your target audience in the FSU? By advertising in ROGTEC Magazine!

Please contact +34 952 880952 or sales@rogtecmagazine.com for more information, or visit:

www.rogtecmagazine.com

КОЛОНКА ШЕФРЕДКТОРА Уважаемые читатели, Надеюсь, что вы хорошо провели лето, которое, безусловно, было довольно интересным: несмотря на повышенный уровень напряженности в ряде регионов, цены на нефть обнаруживают некоторые признаки стабилизации – хорошо это или плохо? На этот вопрос каждый отвечает по-своему, однако как долго это продлится? Дойдут ли цены на нефть до 200 долларов за баррель в ближайшем будущем или стабилизируются на отметке около 110 долларов за баррель, как прогнозируют некоторые эксперты? Мы достигли пика цен на нефть, или само понятие пика всего лишь миф? И снова, независимо от ответа на поставленный вопрос, не возникает сомнений в том, что нефтегазовый сектор переживает небывалый расцвет, и Россия как никогда притягательна для инвесторов: что ни день в ней осуществляются новые проекты и внедряются новые технологии! Именно внедрению новых технологий будет посвящена конференция SPE «Российские нефтегазовые технологии», название которой созвучно названию нашего издания. Мы с нетерпением ждем этой конференции и надеемся познакомиться в ее ходе с новыми технологиями, идеями и замыслами ведущих специалистов и компаний отрасли. Редакция журнала ROGTEC (Российские нефтегазовые технологии) в полном составе примет участие в конференции и представит ее участникам последний номер нашего журнала. Кроме того, продолжая сложившуюся традицию, журнал ROGTEC будет участвовать в выставке KIOGE в Алматы и войдет в группу ее медиа-поддержки.

10 ROGTEC

В этом номере журнала ROGTEC вас ждет множество интереснейших материалов, таких как статья специалистов компании ТНК-BP об особенностях решения сложных задач повышения эффективности использования попутного нефтяного газа в российских условиях и обзор экологической политики компании «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД), рассказ специалистов ОАО «Лукойл» об опыте бурения на Каспии и обзор внедрения информационных технологий на нефтяных промыслах. Мы также порадуем читателей аналитическим обзором особенностей деятельности специалистов по изучению сейсмических данных и активов в СНГ и познакомим вас с мнениями ведущих региональных экспертов. И, как всегда, мы ждем ваших отзывов и замечаний. В ближайшем времени откроется новый сайт журнала ROGTEC, на котором будут представлены последние новости, информационные материалы, информация о слияниях и поглощениях, а также программное обеспечение для просмотра текущих и архивных номеров журнала. Ник Лукан Шеф-редактор издания nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

100m 150m 1000m 2000m 2500m

НАША ЦЕЛЕУСТРЕМЛЕННОСТЬ ПОМОГАЕТ ВАМ ДОСТИЧЬ БОЛЬШИХ ГЛУБИН

3000m 3500m

ОТ СПБУ ДО БУРОВЫХ СУДОВ

3500C

Двигатели Cat® обеспечивают энергию для морского бурения еще с тех времен, когда бурение на глубине 100 м считалось глубоководным. Мы и сегодня помогаем тем, кто работает уже на глубинах свыше 3500 м в сложных условиях с высокой степенью риска. С эффективной мощностью от 391 до 16 000 кВт, двигатели Caterpillar® демонстрируют высокую производительность, обеспечивающую достижение поставленных вами целей. Мы можем предоставить дополнительную информацию о конструктивных особенностях и преимуществах двигателей Cat®, а также предложить специально разработанный вариант их использования для вашего проекта. Интересующую вас информацию вы можете получить у регионального представителя Caterpillar или на вэб-сайте www.cat-oilandgas.com

©2008 Caterpillar. All rights reserved. CAT, CATERPILLAR, their respective logos, “Caterpillar Yellow” and the power edge trade dress, as well as corporate and product identity used herein, are trademarks of Caterpillar and may not be used without permission.

C280

CM

ДИАПАЗОНЫ МОЩНОСТИ ДВИГАТЕЛЕЙ ПРИ НЕПРЕРЫВНОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ Газовый серииGas: G3500: G3500 дв.

Series

от 391 до 1286 экв. кВт 365 to 2055 ekW

Дизельный дв. серии 3500: 3500 Series Diesel:

до 1717 экв. кВт от 507 585 to 1640 ekW

Газовый серииHFO: G3600: CM20 дв.

Series

от 1324 до 3531 экв. кВт 980 to 1620 ekW

Дизельный дв. серии 3600: 1650 от 1490 5420 экв. кВт CM25 Series HFO: to до 2570 ekW

G3600 Series Gas: to до 3655 ekW Дизельный дв. серии C280: 1145 от 1730 5420 экв. кВт 3600 Series Diesel: to до 4400 ekW Дизельный дв. серии CM32: 1650 от 2880 8000 экв. кВт CM32 Series HFO: to до 7450 ekW Дизельный дв. серии CM43: 2765 от 5400 16,000 экв. кВт CM43 дв.

Series to до 15,710 ekWкВт Газовый серииHFO: GCM34: 5240 от 4290 6100 экв.

Предлагаем посетить объединенный стенд норвежских компаний на Казахстанской международной выставке и конференции «Нефть и газ» (павильон 9А стенд А30е)

EDITORS NOTE Dear Readers, Welcome to issue 14 of ROGTEC Magazine; I hope you have all enjoyed the summer wherever in the world you are. It has certainly been interesting in many respects, with regional tensions running higher than normal.

We have seen stability however in the price of oil; is this good or bad news? It certainly depends on who you ask; are we likely to see oil break the 200$ mark or will we see a stabilization at around 110$ as many predict? Whatever your opinion, one thing is true; the oil and gas market continues to boom, and Russia and the FSU is certainly the place to be with investments and technology implementation at an all time high, With technology in mind, we are looking forward to our namesake, the SPE Russian Oil and Gas Technology Conference in Moscow and are eager to learn about the new technologies, ideas and visions that will be presented by the leaders in this field. The ROGTEC team will be there in full force, exhibiting the latest issue.

And be sure not to miss us in Almaty for KIOGE, as always ROGTEC will be fully supporting and exhibiting at Kazakhstan’s premier oil and gas event.

12 ROGTEC

Moving to this issue of ROGTEC Magazine, we have some fantastic content. TNK-BP look at the regional challenges faced in improving the utilization of APG in Russia, SPD review their environmental policies, Lukoil tell us about how they are improving their production rates and we look at the implementation of IT in the oil patch. As always, this issue will provide a feast of interesting information from the regions leading authorities for our readers. Of course, your comments and feedback are always welcomed.

Look out also for the launch of the new ROGTEC website, bringing an exciting mix of news, information, company mergers and acquisitions and a great bit of software to view the latest, and past, issues.

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

�артнерство на нефтяных промыслах Partnership in the Oilfield Moskau Tomsk Samara Almetyevsk

...�обыча и транспорт высоковязкой нефти ...Production and Transport of light and heavy crude oil...�обыча и транспорт высоковязкой нефти ...Production and Transport of light and heavy crude oil... ...�обыча и транспорт высоковязкой нефти ...

www.rogtecmagazine.com

NETZSCH Oilfield Products GmbH Gebrüder-Netzsch-Straße. 19 D-95100 Selb Telefon: +49 9287 75-424 Telefax: +49 9287 75-427 E-mail: info.nop@netzsch.com www.netzsch.com

РАЗВЕДКА

Сейсмическая разведка 4-го поколения!

4th Generation Seismic!

Picture courtesy of Geotrace

Дэвид Бэмфорд

О

David Bamford

дним из наиболее знаменательных событий в истории мировой нефтегазовой отрасли стало проведение первых морских сейсмических исследований на мелководье Мексиканского залива около семидесяти лет назад. Разумеется, наземная сейсморазведка (как правило, основанная на применении метода преломленных волн или

14 ROGTEC

Bamford_NewEyes@hotmail.co.uk

N

early seventy years ago, one of the more notable events in the history of the global oil & gas industry occurred when the first offshore seismic was shot in the shallow waters of the Gulf of Mexico. Of course, seismic (typically refraction or ‘radial’ shooting around salt domes) had been acquired onshore in the USA for the previous twenty years but Shell Oil took the adventurous step of www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION “радиального” сейсмозондирования вокруг соляных going offshore. I was told this story nearly twenty years ago куполов) к тому моменту выполнялась в течение by a gentleman called Sid Kaufman who was Shell Oil’s двадцати лет, однако компания “Шелл Ойл” решила chief geophysicist at the time. As I recall, the decision was рискнуть и приступила к выполнению операций made to emulate the onshore approach, with a shooting на море. Лет двадцать назад эту историю мне party and a recording party, and so two shrimp boats were рассказал Сид Кауфман [Sid Kaufman], в то время hired in Galveston for the princely sum of $50 or so. After a занимавший должность главного инженера-геофизика successful first project, expenses were submitted and came компании “Шелл Ойл”. Насколько я помню, в то back with the comment from the ‘boss’ (an accountant for время было принято sure!) “too expensive, next решение использовать time use one boat”! And so Вот так и был изобретен методику, применявшуюся towed streamer seismic had метод сейсморазведки с на суше, согласно которой to be, and was, invented, одна группа отвечала за allowing just a single boat to применением буксируемой проведение серии взрывов, be used! косы, допускающий а другая - за регистрацию данных. Для этого за использование одного судна! Well, it’s a story and my “огромную” сумму, порядка memory is not what it used And so towed streamer 50 долларов, в Галвестоне to be but it set me thinking были зафрахтованы about the phases of progress seismic had to be, and was, два судна для ловли the seismic technology invented, allowing just a single inbusiness креветок. После успешного and whether boat to be used! завершения первого we could describe these проекта был представлен phases as the drillers do their отчет о расходах, на котором “большой начальник” offshore rigs – I guess they are up to ‘5th Generation’ by (несомненно, бухгалтер!) сделал следующую пометку: now. My thinking goes somewhat like this: “слишком дорого, в следующий раз используйте одно 1st Generation Seismic = 2D судно”! Вот так и был изобретен метод сейсморазведки 2nd Generation Seismic = 3D, с применением буксируемой косы, допускающий 3rd Generation Seismic = 4D. использование одного судна!

Now I know I have skipped across several technology ‘leaps’ here – for example, from onshore to offshore, from explosives to vibroseis and airguns, and of course from Конечно, это всего лишь история, да и память у analogue to digital recording but I’m trying to define phases меня уже не та, что прежде. Однако данная история that when they were introduced produced a quantum заставила меня задуматься об этапах развития shift in the exploration and exploitation of oil and gas and технологий сейсмической разведки, а также о том, for which oil & gas companies were prepared to pay a можем ли мы описывать данные этапы так же, как premium for access to the new approach. Of course, in time буровики описывают свои морские платформы and in turn, each of these approaches become a commodity, (вероятно, в настоящее время они дошли до платформ with many competing offers, and bid mainly on price.

“5-го поколения”). Рассуждал я приблизительно так: 1-е поколение - двухмерная сейсморазведка (2D) 2-е поколение - трехмерная сейсморазведка (3D) So what might be described as 4th Generation Seismic?

3-е поколение - четырехмерная (пространственноPerhaps we could start by asking what it is that oil & gas временная) сейсморазведка (4D). companies seem willing to pay a premium for nowadays Я знаю, что я пропустил несколько “скачков” (as opposed to accepting the currently high prices for, say, в развитии технологий, - например, переход conventional 3D driven by an out-of-kilter supply/demand от наземной к морской сейсморазведке, от balance). I would like to focus on just four examples использования взрывчатых веществ к применению – Continuous Seismic Surveillance; Wide-Angle; Multiвибросейсмического метода и пневмоизлучателей, и, Azimuth; Multi-Component (2C and 4C). конечно же, от аналоговой к цифровой записывающей аппаратуре. Однако моя задача заключалась в What do each of these offer? определении этапов революционных изменений в Continuous Seismic Surveillance extends 4D методах разведки и добычи нефти и газа, в связи с methodology. Offshore, permanent sensors (with up to 4 которыми нефтегазовые компании были готовы пойти components: X, Y, Z and pressure) are installed, usually на дополнительные затраты в целях получения доступа in a cable, in the sea-bed above any oil or gas field in к новым технологиям. Разумеется, со временем a one-time installation before production starts. Then a каждая из данных методик поочередно превращалась relatively inexpensive seismic source vessel can sail above www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 15

РАЗВЕДКА в товар, предлагаемый множеством конкурирующих these sensors – whenever required – and generate a поставщиков, при реализации которого главным “repeat 3D”. In theory, this could happen as often as once фактором становилась цена. a week at a repeat cost of as little as $100k, giving real-time Так что же можно рассматривать в качестве data for analysis of reservoir dynamics throughout a field’s “сейсморазведки 4-го поколения”? Вероятно, для life. Onshore, a similar approach can be envisaged although начала нам стоит задаться вопросом: на какие permanently installed down-hole sensors are perhaps more технологии нефтегазовые likely. Such surveillance should компании готовы сегодня be thought of as a component Морская сейсморазведка выделять дополнительные of the Digital Oil Field which I средства (в отличие от discussed at some length in a с использованием принятия существующих ROGTEC Issue 11and so will not многоэлементных зондов завышенных расценок, pursue further here. например, на трехмерную переживает период бума сейсморазведку, Wide-Angle and Multi-Azimuth установленных в связи Multi-Component Seismic is Seismic were originally с дисбалансом спроса и conceived of as two different seeing a boom offshore предложения)? Я хотел ways of addressing a similar бы сосредоточиться problem, namely how to image всего лишь на четырех примерах: непрерывное beneath lithologies such as salt or basalt that limit the ability сейсмическое наблюдение; регистрация закритических of conventional 2D or 3D seismic to ‘see through them’ отражений; многоазимутальный метод; использование to image structures below. An example might be where a многоэлементных зондов (2 и 4 элемента). structural feature such as a rift system lies below a layer of salt, for example in the Santos basin, offshore Brasil or В чем же состоят преимущества the Gulf of Suez, offshore Egypt, or beneath basalt, for каждого из указанных методов? example in the Rockall basin, offshore Ireland – here Wide Непрерывное сейсмическое наблюдение Angle Seismic seems to deliver. Elsewhere, more rugose представляет собой усовершенствованную методику surfaces (such as the Messinian unconformity in the Eastern четырехмерной сейсморазведки. На участке морского Mediterranean) or salt bodies (Gulf of Mexico; Angola) might дна над нефтяным или газовым месторождением prevent illumination of deeper geology when data is acquired до начала добычи производится одновременная along a particular azimuth – here Multi-Azimuth Seismic установка постоянных датчиков (контролирующих seems to deliver. до 4 параметров - X, Y, Z и давление), как правило, вынесенных на кабеле. Затем над этими датчиками However, as the apparent leader in this area – CGGVeritas в требуемый период времени проходит судно с – makes clear, these two approaches have somewhat относительно недорогим merged and have benefits генератором сейсмических beyond what was originally Донные кабели могут колебаний, посылающим conceived. There seem to применяться в зонах, в повторяющиеся be two reasons for this. сейсмические сигналы для First of all, survey design которых использование трехмерной регистрации. is key so as to provide the буксируемых Теоретически, данная optimum combination of target операция может сейсмоприемных illumination, sampling, data проводиться каждую quality and cost of acquisition. кос представляется неделю, со стоимостью Second, the processing of нецелесообразным повторов, составляющей Wide- and Multi-Azimuth всего 100 000 has challenged conventional OBC’s can be deployed in долларов США. При processing techniques, leading этом осуществляется areas where towed streamers to the adoption of true 3D сбор поступающих в algorithms and workflows. оперативном режиме The combination of this true are impractical данных, которые могут 3D approach to processing, использоваться для анализа динамики разработки combined with improved illumination and data quality коллектора в течение всего срока эксплуатации during acquisition, leads to great improvements in image месторождения. На суше может применяться quality in all sorts of geological settings, especially аналогичная технология, хотя более вероятным complex ones.

16 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

РАЗВЕДКА представляется использование метода размещения стационарных внутрискважинных датчиков. Данная методика наблюдений может считаться одной из “Цифровых технологий на нефтегазовых месторождениях”, которые достаточно подробно рассматривались в моей статье, опубликованной в прошлом году в журнале ROGTEC, в связи с чем я не стану приводить дополнительную информацию по этому вопросу.

Multi-Component Seismic is seeing a boom offshore where the sector-leading companies such as RXT have figured out the logistics of operating Ocean Bottom Cables (OBC) efficiently and effectively, finally offering the opportunity to realise the potential of multi-component data to delineate ‘hidden’ reservoirs by imaging beneath gas clouds or imaging reservoirs that are ‘transparent’ to conventional (P wave) seismic and to locate and identify reservoir fluids by yielding rock physics parameters.

Регистрация закритических отражений и многоазимутальный метод проведения сейсмической разведки изначально разрабатывались в качестве двух разных способов решения одной и той же проблемы получения изображений участков, которые расположены ниже литологических формаций типа солей или базальта, ограничивающих возможности “просмотра” находящихся под ними структур. Примерами могут служить случаи залегания структурных элементов типа рифтовых систем под слоями соли, например, в бассейне Сантос поблизости от Бразилии или в Суэцком заливе возле Египта, или под массивами базальта (пример - бассейн Роколл у Ирландии). В подобных случаях регистрация закритических отражений представляется эффективным методом. В других регионах более складчатые участки поверхности (например, Мессинианская зона несогласного залегания пород в восточной части Средиземного моря) или залежи соли (Мексиканский залив и Ангола) могут воспрепятствовать определению параметров залегающих глубже геологических структур при регистрации данных по определенному азимуту. В этом случае представляется целесообразным использование многоазимутального метода.

OBC deployment offers significant data quality advantages from the use of geophones/accelerometers in addition to hydrophones and from avoiding the noise arising from towing a streamer and from the sea surface itself. Also, RXT uses new sensors that have excellent characteristics down to very low frequencies, crucially important for imaging deeper images. OBCs can be deployed in areas where towed streamers are impractical, for example in very shallow water or where there are obstructions such as producing platforms, moored rigs and so on: also OBC enables a full Multi- and Wide-Angle capability. Obtaining high quality multi-component data and then processing and analysing it has always been seen as something as a

Однако по результатам наблюдения за деятельностью признанного лидера в данной области - компании CGGVetitas - становится очевидным, что две вышеуказанные методики в определенной степени были объединены друг с другом и позволяют добиваться позитивных результатов, выходящих за пределы первоначальных замыслов. Для этого, по всей видимости, существуют две причины. Прежде всего, проектирование исследований позволяет добиваться оптимального сочетания освещения целевой зоны, дискретизации сигналов, качества данных и стоимости их сбора. Во-вторых, сложности, связанные с применением обычных технологий обработки данных при использовании широкоазимутального и многоазимутального методов, способствовали принятию алгоритмов и последовательностей операций, специально предназначенных для обработки данных трехмерных исследований. Сочетание

18 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

РЕВОЛЮЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ НАЗЕМНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

FireFly® - Бескабельная платформа следующего поколения для наземных исследований

AHV-IV™ - Стандартизованный в промышленности вибратор на колесном шасси

НАЗЕМНЫЕ СИСТЕМЫ ПОСТРОЕНИЯ ИЗОБРАЖЕНИЙ

Shot Pro ll ™ - Системы синхронизации при взрывных работах

VectroSeis® - Высокоточный цифровой полноволновой точечный приемник

Vib Pro™ - Эффективный и точный регулятор источника VibroSeis

Sensor SM-24® - Проверенный в эксплуатации высококачественный аналоговый сейсмоприемник

Scorpion® - Прочная и эффективная наземная регистрирующая система с использованием кабеля

[НЕЗАМЕНИМЫЙ В ДЕЛЕ ИНСТРУМЕНТ] В 2007 году компания Input/Output сменила свое название на ION Geophysical. В то время как мы расширили прежние возможности в отношении геофизических приборов, наши обязательства по предоставлению сейсмическим подрядчикам подходящих для конкретных видов работ инструментов остались такими же, как и 40 лет назад. ION – это теперь более масштабная компания, располагающая полным набором отмеченных наградами продуктов для проведения наземных исследований от основных, проверенных в эксплуатации изделий, таких как сейсмоприемник SM-24 или вибратор AHV-IV, до революционизирующих отрасль поисково-разведочных работ и добычи VectroSeis и FireFly. Неважно, какие системы требуются для осуществления вашего проекта сейсмических исследований – аналоговые или цифровые, кабельные или бескабельные. Компания ION располагает [подходящим для работы инструментом]. Столкнувшись со сложными условиями работы, обратитесь к компании ION.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 19

РАЗВЕДКА данной методики, специально рассчитанной на обработку данных трехмерных исследований, с усовершенствованными способами освещения объектов и более высоким качеством сбора данных, позволяет значительно улучшить качество получаемых изображений при наличии любых (и, в особенности, сложных) геологических условий. Морская сейсморазведка с использованием многоэлементных зондов переживает период бума, поскольку лидерам отрасли, таким, как компания RXT, удалось найти эффективные и результативные решения технических вопросов, связанных с эксплуатацией донных кабелей. Это, наконец, позволило реализовать потенциальные возможности использования многоэлементных данных для определения границ “скрытых” коллекторов за счет построения изображений участков под скоплениями газа и нефтеносных пластов, доступных для обычной сейсморазведки с продольными P-волнами, а также для определения местонахождения и параметров пластовых жидкостей путем установления физических свойств породы. Размещение донных кабелей позволяет добиться значительно более высокого качества данных за счет использования сейсмоприемников и акселерометров в дополнение к гидрофонам с исключением шумов, возникающих при буксировке сейсмоприемной косы, а также исходящих от самой поверхности моря. Кроме того, компания RXT использует новые датчики, демонстрирующие отличные характеристики вплоть до очень низких частот, что исключительно важно для построения изображений объектов, залегающих на большей глубине. Донные кабели могут применяться в зонах, в которых использование буксируемых сейсмоприемных кос представляется нецелесообразным, - например, на очень мелких участках или при наличии препятствий, таких, как эксплуатационные платформы, заякоренные вышки и т. д. Донные кабели также позволяют использовать многоазимутальный метод и технологию регистрации закритических отражений. Получение высококачественных многоэлементных данных с их последующей обработкой и анализом всегда рассматривалось предприятиями отрасли в качестве сложной задачи. В самом деле, данная методика всегда относилась к “чисто теоретическим” второстепенным сферам деятельности научно-исследовательских и проектноконструкторских отделов крупных нефтяных компаний и фирм, занимающихся предоставлением услуг по проведению геофизических исследований. Однако теперь этот метод получил большое распространение.

20 ROGTEC

challenge in the industry and indeed the latter has always occupied somewhat of an ‘academic’ backwater in both the Majors’ R&D departments and the bigger geophysical service companies. However, it has now moved into the mainstream.

There is significant overlap between the topics discussed above and we could say that 4th Generation Seismic equals Total Seismic, the ability to acquire data at any azimuth, any offset, for any depth, for any geological target and to use massive computing power to process and analyse it. Seismic remains “King” and I recall the advice of my first boss in BP who said “If you have a $100 to spend on geophysics, spend $99 on seismic and the rest on a good cup of coffee”….at least that’s how I remember it!

Finally, it’s worth noting that Total Seismic seems to involve the use of more than one boat; perhaps it wouldn’t have taken us nearly seventy years to get there if Shell Oil’s ‘bean counter’ hadn’t stood in the way….some things never change! Предметные области рассмотренных выше вопросов пересекаются друг с другом. Можно сказать, что сейсмическая разведка 4-го поколения - это “тотальная сейсмическая разведка”, основанная на возможностях сбора данных по любому азимуту, при любой дистанции и глубине и для любого геологического объекта, а также использования значительных вычислительных ресурсов для обработки и анализа поступающей информации. Сейсморазведка остается “лидирующей” методикой. Вспоминается совет моего первого начальника в компании “БиПи”, который как-то сказал: “Если у вас будет 100 долларов, которые вы сможете потратить на геофизические исследования, заплатите 99 долларов за сейсморазведку, а на оставшиеся деньги купите чашку хорошего кофе”. Надеюсь, я правильно процитировал своего шефа! В заключение следует отметить, что для тотальной сейсморазведки, по всей видимости, потребуется использовать несколько судов. Возможно, нам не пришлось бы ждать добрых семьдесят лет для того, чтобы прийти к этому выводу, если бы на пути прогресса не оказался “бухгалтер” из компании “Шелл Ойл”... Некоторые вещи не меняются никогда!

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 21

РАЗВЕДКА

Обнаружение пласта через подавление кратных волн 3D Revealing the reservoir through 3D multiple attenuation Стивен Макхуго, Брюс Вэбб, Татьяна Гречишникова и Ричард Уайтбрэд, компания WesternGeco Stephen McHugo, Bruce Webb, Tatiana Grechishnikova and Richard Whitebread, WesternGeco

Общая информация ложный рельеф дна часто встречается во многих глубоководных месторождениях во всем мире и приводит к возникновению сложных режимов многократных сейсмоволн, которые плохо подавляются с помощью алгоритмов подавления кратных волн 2D. В этой статье мы обсудим некоторые основные принципы помимо технологии подавления поверхностно-связанных кратных волн (SRME) и продемонстрируем их воздействие на данные, полученные на Туапсинском месторождении в Черном море. Конкретно, мы обсудим наш новый подход к подавлению кратных волн 3D и продемонстрируем его применение при подавлении сложных кратных волн в ходе съемок 3D, где присутствовал сложный рельеф морского дна. Преимущество нашего нового метода заключается в том, что он компенсирует неравномерную дискретизацию в ходе съемки, поэтому нет необходимости обрабатывать и улучшать вводимые данные, чтобы выполнить строгие требования идеальной системы 3D SRME.

C

Многократные отражения. Что они собой представляют и почему нужны алгоритмы 3D для подавления кратных волн? Поверностно-связанные кратные волны образуются в сейсмических данных за счет повторения и инверсии однократного волнового поля от резкой отражающей границы. Существует много режимов кратных сейсмоволн, которые возникают в процессе использования морской буксируемой косы для проведения съемки, из которых наиболее преобладающие формируются в водяной толще, и мы ограничим наше обсуждение именно этими волнами. Для этих донных кратных волн генераторами являются границы между воздухом/ водой и водой/морским дном.

22 ROGTEC

Summary omplex waterbottom topography is common in many deepwater fields around the world and gives rise to complex multiple regimes that are poorly attenuated by 2D multiple attenuation algorithms. In this article we will discuss some of the basic principles behind the surface related multiple elimination (SRME) technique and demonstrate its effect on data acquired at Tuapse field in the Black Sea. Specifically we discuss our new approach to 3D multiple attenuation.and demonstrate its use to attenuate complex multiples from 3D surveys with complex waterbottom geometry. An advantage of our new method is that it compensates for irregular sampling in acquisition so that the input data does not have to be manipulated and preconditioned to meet the stringent requirements of ideal 3D SRME.

C

Multiple reflections, what are they and why do we need 3D algorithms for multiple attenuation?

Surface related multiples are generated on seismic data through the primary wavefield being replicated and reversed at a strong reflecting interface. There are many multiple regimes set up during towed marine streamer acquisition, the most dominant of which are usually formed in the water column and we will limit our discussion to these. For these water bottom multiples the generators are the interfaces between the air/water and water/seabed.

Surface related multiple elimination (SRME) is acknowledged to be the most powerful data driven method of predicting and attenuating multiples from seismic data and is performed in two phases. The first phase involves creating a multiple model for each target trace, the second phase involves adaptively subtracting the multiple model from the input data, using filters derived using a leastsquares approach. The basic principle of the technique is that multiple reflections can be constructed from a number www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Подавление поверхностно-связанных кратных волн (SRME) считается наиболее эффективным методом, который управляется данными по прогнозированию и подавлению кратных волн в массивах сейсмических данных, и он осуществляется в два этапа. Первый этап включает в себя создание модели кратных волн для каждой задаваемой трассы, а второй этап представляет собой адаптивное вычитание модели кратных волн из вводимых данных с помощью фильтров, использующих среднеквадратичный метод. Основным принципом данной технологии является то, что кратные отражения могут быть сконструированы из ряда однократных отражений свернутых вместе, а записанные сейсмические данные содержат всю необходимую информацию для оценки (или прогнозирования) кратных волн. Данная концепция проиллюстрирована на Рис.1. » Траектория кратной волны, зарегистрированная между источником S и приемником R, показана зеленым. » Сейсмический луч покидает источник возбуждения в точке S, и отражается от границы однократных волн в точке A. » Луч передается на поверхность, где он ударяется о границу раздела воздуха/воды в точке B. » Луч затем отражается вниз на морское дно, где он отражается обратно в точке C и получается приемником в точке R. Можно рассматривать, что кратный сейсмический луч состоит из двух однократных путей пробега; SB и BR. Точка B называется нисходящая точка отражения (DRP). Для рассмотрения модели кратных волн с помощью SRME в данном простом примере нам нужен источник возбуждения и приемник в положении B таким образом, чтобы имелись два компонента траектории волны (восходящий и нисходящий). Свернутые трассы SB и BR дают оценку кратной волны для этой заданной трассы. Чтобы спрогнозировать кратные волны с помощью данного метода нам надо получать данные от ПВ и ПП, находящихся в совмещенных местах – это невозможно в условиях морской съемки из-за эффективности и по практическим соображениям. Для варианта 2D при использовании метода SRME данная совмещенность ПВ и ПП может быть достигнута в ходе обработки за счет интерполяции. Кроме того, при использовании метода необходимо записывать отражение от морского дна и иметь данные в варианте для центрального луча. Поэтому, чтобы выполнить это требование экстраполяция для центрального луча выполняется до прогнозирования кратных волн. На практике, в отношении любой заданной трассы мы не знаем, какие трассы необходимо свертывать для образования кратных форм, поэтому свертываются все трассы и www.rogtecmagazine.com

of primary reflections convolved together, and the recorded seismic data contains all the required information to estimate (or predict) the multiples. This concept is illustrated in Figure 1. » The multiple ray path recorded between source S and receiver R is shown in green. » The seismic ray leaves the shot at point S, is reflected from a primary reflector at point A. » The ray is transmitted to surface where it strikes the air- water interface at point B. » The ray is then reflected downward to the seabed where it is reflected back at point C and finally received by receiver at point R. The multiple ray can be considered to be composed of two primary paths; SB and BR. Point B is known as the downward reflection point (DRP). To calculate the multiple model for this simple example using SRME we need a source and receiver at position B so that the two components of the raypath (upcoming and downgoing) are present. Convolving traces SB and BR give an estimate of the multiple for this target trace.

B S

R

water bottom C

A Рис 1 Схема, показывающая части траектории, которую проделывает кратная волна первого порядка (с разрешения Билла Драгосета компания WesternGeco) Figure 1 Diagram showing component parts of path taken by first order multiple courtesy of Bill Dragoset WesternGeco In order to predict the multiples using this method we need to acquire shots and receivers at coincident locations – this is not possible in the marine environment due to efficiency and operational reasons. For 2D implementation of SRME this harmonisation of the shots and receivers can be achieved during processing through interpolation.

In addition the method requires that the waterbottom reflection be recorded and available at zero offset.

Extrapolation to zero offset is therefore performed prior to multiple prediction to achieve this requirement. In practice, for any target trace, we do not know which traces need to be convolved to form the multiple so all traces are convolved and the multiple model is formed by stacking the convolved traces. For the 3D implementation of

ROGTEC 23

РАЗВЕДКА модель кратных волн создается за счет суммирования свернутых трасс. Для варианта 3D, при использовании метода SRME ситуация еще более осложняется, так как кратные волны генерируются с траекторией луча 3D которая может падать в любом месте пространственной апертуры, которая определяется геологическими условиями, поэтому реконструкция трасс намного сложнее. Более подробно это изложено в статье Moore and Dragoset, 2008 г. Если геологическое строение морского дна простое, то кратные волны, отраженные от дна, находятся в плоскости по направлению к линии судна и могут быть спрогнозированы и подавлены, используя схемы подавления кратных волн 2D, для которых только требуется информация от одинарных подводных профилей. Однако, если дно сложное по рельефу либо падает в направлении перпендикулярно линиям приема, то кратные волны будут падать за пределами плоскости получения данных в направлении линии судна и могут быть только спрогнозированы с помощью методики 3D. Это проиллюстрировано на схеме Рис. 2; Рис. 2(a) показывает вид спереди съемки с применением 10 буксируемых кос и показывает относительное положение сейсмоисточников и датчиков. Однократное отражение от дна показано красной линией. Рис 2(b) показывает траекторию луча кратной волны первого порядка, отраженной от плоского дна, и она

SRME, however, the situation is more complex because the multiples are generated with 3D raypaths that can fall anywhere within a spatial aperture which is dictated by the geology, hence reconstructing traces is much more difficult.

For further details please see Moore and Dragoset 2008.

When the seabed geology is simple the waterbottom multiples lie within the plane of the sail line direction and can be predicted and attenuated through 2D multiple attenuation schemes, which only require information from single subsurface lines. However if the waterbottom is complex or dips in the crossline direction, the multiples will fall outside the plane of the acquisition sail line direction and can only be predicted using a 3D approach. This is illustrated by the schematics in Figure 2; Figure 2(a) shows front view of a 10 streamer seismic survey showing relative positions of the seismic sources and detectors. The primary reflection from the waterbottom is shown by the ray drawn in red.

Figure 2(b) shows the raypath of the first order multiple from the flat waterbottom, shown in green, the multiple ray path is in roughly the same plane as the sail line direction and can be estimated from 2D data.

Figure 2(c) shows what happens to the multiple in the presence of a complex steeply dipping waterbottom.

The downward reflection point (DRP) of the first order multiple lies outside the plane of the sailine direction and for accurate prediction requires information from other cables and adjacent swathes in order to accurately predict the multiple.

Crossline DRP

показана зеленым цветом; траектория кратной волны грубо повторяет ту же плоскость, как и направление к линии судна, и может быть рассчитана на основе данных 2D. Рис 2(c) показывает, что происходит с кратной волной в случае если морское дно сложное и круто падает. Нисходящая точка отражения (DRP) кратной волны первого порядка находится вне плоскости линии по направлению к судну, и для точного прогнозирования необходима информация с других донных кос и с

24 ROGTEC

DRP

Figure 2 Schematics showing 2D and 3D multiple raypaths, panel (a) primary raypath shown in red, panel (b) 2D multiple raypath, panel (c) 3D multiple raypath. The position of the downward reflection point (DRP) for the multiple is annotated. Diagrams courtesy of David Hill, WesternGeco WesternGeco’s new multiple prediction method, ‘3D General Surface Multiple Prediction’ (3D GSMP), enables a high quality 3D multiple prediction for surveys acquired in areas of complex geology and with irregular acquisition www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 25

РАЗВЕДКА сопредельных блоков, чтобы точно спрогнозировать кратную волну. Схематические изображения Рис. 2, показывающие траектории кратных лучей 2D и 3D, ряд (a) траектория однократной волны показана красным, ряд (b) траектория кратной волны 2D, ряд (c) траектория кратной волны 3D. Положение нисходящей точки отражения (DRP) для кратной волны снабжено примечаниями. Схемы представлены с разрешения Дэвида Хилла, компания WesternGeco Новый метод прогнозирования компании WesternGeco, который называется ‘общий метод прогнозирования кратных поверхностных волн 3D’ (3D GSMP), позволяет осуществлять высококачественное прогнозирование кратных волн 3D в отношении съемок, проводившихся в районах со сложными геологическими условиями и нерегулярной системой наблюдений. Важной особенностью данного метода является его способность прогнозировать кратные волны по истинному азимуту, с учетом истинной траектории луча через толщу воды. Чувствительность прогнозирования кратных волн от азимута и других факторов, относящихся к 3DSRME, обсуждены в работе Moore and Bisley (2005г.). В отличие от других реализаций метода 3D SRME, перед применением метода 3D GSMP не видвигаются требования регуляризовать, экстраполировать на центральный луч, или интерполировать шаг дискретизации ПВ и ПП. В действительности любые неровности дна могут вызывать (в большей или меньшей степени) кратные волны 3D. Например, кратные дифрагированные волны 3D могут генерироваться относительно небольшими локализованными аномалиями рельефа дна и продуцировать оси синфазности дифрагированной кратной волны в пространстве 3D, которое не может быть смоделировано в пространстве 2D. Как только будут созданы технологии подавления кратных волн 3D, они станут обычной практикой. Схемы 3D также необходимы при наличии нерегулярной системы наблюдений (например, большое отклонение от курса) в силу того, что вариации сейсмических траекторий будут вызывать погрешность марок времени в ходе прогнозирования кратных волн. Исходная информация по данным, использованным в настоящем ситуационном исследовании Съемка 3D на Туапсинском месторождении в Черном море проводилась на площади 1200 кв. км для целей геологоразведки с использованием сейсмостанции Q-Marine с одинарными датчиками в августе и сентябре 2007 г. Съемка проводилась с использованием технологии получения данных ПВ-ПП, а пневмопушки

26 ROGTEC

geometry. An important feature of this method is its ability to predict multiples at true azimuth, taking the true raypath of the multiple through the water layer into account. The sensitivity of multiple prediction to azimuth and other issues relating to 3DSRME are discussed by Moore and Bisley (2005). Unlike other implementations of 3D SRME, there is no requirement to regularise, extrapolate to zero offset, or interpolate the shot and receiver sampling intervals prior to 3D GSMP. In reality any irregularity at the waterbottom can lead to 3D multiple ray paths to greater or lesser extent. For example 3D multiple diffractions can be produced by relatively small localized anomalies in the seabed and produce multiple diffraction curves in 3D space which cannot be modeled in 2D space. As 3D multiple attenuation techniques become established, they will became standard practice.

3D schemes are also required in the presence of irregular acquisition geometry (e.g. high feather) because the variation of seismic raypaths will introduce timing errors during multiple prediction.

Background information for data used in this case study The Tuapse 3D survey in the Black Sea comprises 1200 sqkms and was acquired for exploration purposes using Q-Marine single sensor acquisition system in August and September of 2007. The survey was acquired using point-receiver acquisition technology and the shot and streamers were towed at shallow depths of 6 m and 7 m respectively. Ten cables of 6000-m length were deployed at a separation of 100 m: the inline spacing between point receivers was maintained at 3.125m single-sensor trace interval to compensate for perturbations and attenuate noise introduced during acquisition, and shot domain processing was performed at a 2 ms sample rate. The processing at single-sensor trace interval included receiver motion correction; attenuation of swell-induced cable noise and waterborne noise. Shot-by-shot designature using calibrated marine source designature minimised wavelet distortion arising from variations in source characteristics.

Digital group forming incorporating a digital antialias filter to 12.5 m trace interval and temporal resample to 4 ms was performed prior to input to 3D GSMP. Recognising the need for 3D multiple attenuation The water bottom two-way-time map shown in figure 3 illustrates that in the eastern half of the survey the waterbottom is complex and in places dips steeply to the north, there is also evidence of irregular topography caused by canyons and infilled channels which can be up to 300 m (400 ms) deep relative to the average water depth. There is up to 800 m of variation in waterbottom depth across the survey giving TWT variation of 1000 ms across the survey area. The dipping nature and irregular 3 dimensional topography of the water-bottom gives rise to complex www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Red Wing Shoe Company, Inc.

651.388.8211

oilandgasfootwear@redwingshoe.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 27

РАЗВЕДКА и косы буксировались на мелководье с глубиной порядка 6 м и 7 м соответственно. Десять кабелей длиной 6000 м были размещены на удалении 100 м друг от друга: расстояние между сейсмоприемниками поддерживалось на уровне 3,125 м между одинарными датчиками на трассе для компенсации возмущений и подавления помех, возникающих в ходе отработки, а обработка области ПВ была проведена с шагом дискретизации 2 мс. Обработка по интервалам между отдельными датчиками включала в себя коррекцию сдвига приемника, подавление шумов зыби, индуцированных кабелем, и передаваемых по воде помех. Приведение формы импульса по каждому ПВ с помощью калиброванной формы импульса морского источника уменьшило до минимума искажение формы импульса, которые вызывалось вариациями в характеристиках источников. Перед тем как вводить данные в систему 3D GSMP, было проведено формирование цифровых групп, которые включали в себя цифровой антиэляйсинг-фильтр для интервала сейсмотрасс равного 12,5 м и временное изменение шага дискреции до 4 мс. Осознание необходимости в подавлении кратных волн 3D Карта двойного времени пробега при отражении от морского дна, показанная на Рис. 3, демонстрирует, что в восточной половине площади съемки рельеф дна сложный и в некоторых местах круто падает в направлении на север, это также свидетельствует о неровности рельефа вызываемого каньонами и наполненными фарватерами, которые могут быть глубиной до 300 м (400 мс) по сравнению со средней глубиной водной толщи. Перепад глубин может составлять до 800 м в пределах площади съемки, а вариация в значениях двойного времени пробега может составлять до 1000 мс. Падающий и неровный трехмерный рельеф дна вызывает увеличение кратных отражений и дифракций, чья траектория находится вне плоскости отработки в направлении линии судна.

Рис 4 Разрез перпендикулярно линиям приема массива 3D. Обработано методом окна, чтобы показать сложность поперечного направления с точки зрения рельефа дня Figure 4 Crossline section from 3D volume. Windowed to show crossline complexity of waterbottom topography

28 ROGTEC

multiple reflections and diffractions whose raypaths lie outside the plane of the acquisition sail-line direction.

Рис 3 Карта двойного времени пробега, иллюстрирующая сложность рельефа дна. Цветом показано отношение двойного времени пробега и среднего двойного времени пробега на протяжении съемки Figure 3 Waterbottom TWT map illustrating the complexity of the waterbottom. Colour indicates TWT relative to average waterbottom TWT across the survey Figures 4 and 5 show seismic sections from the traverses indicated on the waterbottom TWT map. Figure 4 is a crossline section through 3D volume at location indicated by dashed black line. The complexity of the waterbottom topography can be appreciated. Figure 5 is an in line section at the location indicated by dashed black line.

The main target zone is indicated by the thick double

Рис 5 Разрез вдоль линии наблюдения массива 3D, показывающий основной объект исследований, помеченный жирной черточкой. Классы кратных волн указаны буквами и стрелками.

Figure 5 Inline cross section through 3D volume showing primary target zone, indicated by the thick arrow. The classes of multiple are indicated by letters and arrows. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

When it’s a Question of Offshore Survey...

...Ask Fugro Fugro’s Offshore Survey Division operates and co-ordinates an extensive, worldwide fleet of survey ships, subsea ROV’s and AUV’s, collecting geographical, geophysical, geo-spatial and geodetic information.

Our Differential GPS network facilitates highly accurate positioning for the delivery of inspection services, cable route surveys and marine construction support, which is further enhanced by our oceanographic and meteorological capabilities.

Fugro Survey Ltd. (Caspian) Tel: +994 12 497 1131 Fax: +994 12 497 1132 Web: www.fugro.com

NO OTHER COMPANY CAN PROVIDE THE SAME COMPREHENSIVE RANGE OF GEOTECHNICAL, SURVEY AND GEOSCIENCE SERVICES

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 29

РАЗВЕДКА На Рис. 4 и 5 показаны сейсмические разрезы от маршрутов, показанных на карте времени двойного пробега при отражении от морского дна. Рис. 4 представляет собой разрез перпендикулярно линиям приема массива 3D в месте, показанном пунктирной черной линией. Можно оценить сложность рельефа дна по нему. Рис. 5 представляет собой разрез вдоль линии наблюдения в месте, показанном черной пунктирной линией. Основной объект исследований показан жирной двойной черточкой. Объект исследований скрыт следующими четырьмя основными классами кратной энергии: A) Первая кратная волна от дна резко меняется в месте удвоения двойного времени пробега при отражении от дна B) Кратная волна резко меняется от волны, находящейся сразу под дном моря C) Кратные дифракции и D) Рассеянная энергия кратных волн. Из-за характера рельефа дна, все кратные волны имеют 3D изображение и могут полностью подавляться только при использовании схемы прогнозирования 3D. Рис. 9 представляет собой увеличенное изображение Рис. 5 на участке, где присутствует энергия кратных волн.

3D анализ кратных волн и параметризация для прогнозирования кратных волн Как было указано выше для метода 3D GSMP, модель кратных волн для каждой трассы объекта исследований прогнозируется путем расчета выборки трасс по множественным факторам (MCG). Техническое описание того, как это достигается, не входит в задачу данной статьи. Для читателей, интересующихся техническими подробностями, ниже даны ссылки. Два основных параметра, влияющих на качество прогнозирования кратных волн – это плотность дискретизации в рамках MCG и ширина апертуры перпендикулярно линии приема. Оба параметра также влияют на стоимость выполнения прогнозирования кратных волн, и их необходимо подбирать тщательно, чтобы получить результат, который является правильным с геофизической точки зрения, но также соответствует финансовым параметрам проекта. На Рис. 6, 7, 8 и 9 мы показываем чувствительность прогнозирования кратных волн 3D GSMP к величине апертуры перпендикулярно линии приема. Рис.

6 показывает данные до обработки с помощью 3DGSMP, а Рис. 7 показывает применение 3D GSMP при апертуре равной 500 м – несмотря на то, что значительная часть энергии кратных волн была подавлена, но некоторая энергия кратных волн все же остается. На Рис. 8 была применена апертура перпендикулярно линии приема, равная 1000 м, и

30 ROGTEC

headed arrow. The target is obscured by four main classes of multiple energy A) The first waterbottom multiple bounce at twice the two- way-time of the waterbottom B) Multiple bounces from the event just below the seabed C) Multiple diffractions and D) Scattered multiple energy.

Because of the nature of the waterbottom, all the multiples have 3D expression and can only fully be attenuated through a 3D prediction scheme. Figure 9 is a zoomed in view of figure 5 around the area contaminated by the multiple energy.

3D Multiple analysis and parameterisation for prediction of multiples As indicated above for 3D GSMP, the multiple model for each target trace is predicted by computing a Multiple Contribution Gather (MCG). The technical description of how this is achieved is beyond the scope of this article. For readers who are interested in the technical details please see references below.

Рис 6 Часть суммарного разреза до подавления кратных волн Figure 6 Detail of stack section before multiple attenuation The two main parameters effecting the quality of the multiple prediction are the density of sampling within an MCG and the crossline aperture width. Both parameters also impact the cost of the multiple prediction and must be selected carefully, to achieve a result that is geophysically correct but also meets the financial constraints of the project. In Figures 6, 7, 8 and 9 we demonstrate the sensitivity of 3D GSMP multiple prediction to the crossline aperture. Figure 6 shows the data before 3DGSMP, in figure 7 3D GSMP is applied using an aperture of 500 m - although a significant portion of the multiple energy has been attenuated some multiple energy remains. In Figure 8 a crossline aperture of 1000 m has been used which has resulted in significantly more multiple energy being attenuated. The results of Increasing the aperture width to 1500 m, as shown in Figure 9 does not significantly improve www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Мы Работаем по Всему Миру Услуги для проектов разведки и разработки запасов энергоресурсов по всему миру Уже почти 30 лет RPS Energy обеспечивает полный спектр услуг по технической поддержке широкого круга международных нефтегазовых проектов. Недавнее открытие нашего представительства в Москве обеспечивает нам новые возможности по расширению нашего присутствия в таком стратегическом регионе, как Россия и страны СНГ.

Ресурсная база RPS Energy включает свыше 1000 специалистов в различных областях, которые могут оказывать поддержку в технических областях для широкого круга отраслевых проектов, включая наземную и морскую сейсморазведку с обработкой полученных данных, геотехнические и геофизические исследования на производственных объектах, консалтинг в области геодезии и землеустройства, анализ ситуации в области ТБ и охраны окружающей среды и разработка мер по ее улучшению, геологические исследования на бурящихся скважинах, а также обеспечение различных услуг в сфере природоохранных мероприятий. Наш персонал может работать как в офисах заказчика, оказывая необходимую помощь его техническим группам и руководству, так и на различных производственных объектах заказчика, выполняя функции технического консультанта и/или представителя заказчика на объекте.

Дополнительную информацию можно получить на нашем вэбсайте или связавшись с нашим московским представительством: Е-200, Ленинский пр., 113/1 Парк-Плейс, Москва 17198

T: +7 (495) 726 5701 E: smallM@rpsgroup.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 31

РАЗВЕДКА это привело к подавлению значительно большего количества энергии кратных волн. При увеличении ширины апертуры до 1500 м, как показано на Рис. 9, это не вызвало существенное улучшение подавления кратных волн. Тестирование показало, что элемент линии перпендикулярной линии приема кратной волны находится в пределах 1000 м в плоскости отработки в направлении линии судна. Ширина апертуры перпендикулярно линии приема величиной 1000 м была выбрана для прогнозирования кратных волн на данном участке.

MCG создаются и суммируются для каждой непросуммированной трассы съемки, моделируя тем самым кратные волны, которые вычитаются из вводимых данных с использованием среднеквадратичного адаптивного метода. Может ли вариант 2D решить проблему? Результаты применения 3D GSMP были сопоставлены с подавлением помех методом 2D SRME. Перед применением метода 2D SRME данные были интерполированы, чтобы симметрично отрегулировать расстояние между ПВ и ПП на уровне 12,5 м. Данные были также экстраполированы на центральный луч, чтобы обеспечить отражение от морского дна по центральному лучу, что является требованием метода 2DSRME. Рис. 10a, 11a и 12a показывают суммарные разрезы, а время обработано методом окна на участке, представляющим интерес, до и после применения 2D SRME и 3D GSMP. Рисунки 11b и 12b показывают разницу между суммированием до подавления кратных волн и после подавления кратных волн методами 2DSRME (Рис. 11b) и 3D GSMP (Рис. 12b).

Рис 10 Разрез вдоль линии наблюдения перед подавлением кратных волн. Классы кратных волн указаны в примечании A) Резкое изменение у дна, B) Кратная волна от неглубокого отражающего горизонта, C) Дифрагированная кратная волна и D) Рассеянная энергия кратных волн.

Figure 10 Inline section before multiple attenuation.

The classes of multiple are annotated A) Waterbottom bounce, B)Multiple from shallow reflector, C) Diffracted multiple and D) Scattered multiple energy.

32 ROGTEC

Рис 7 Суммарный разрез после применения 3D GSMP с апертурой шириной 500 м Figure 7 Stack section after 3D GSMP run using an aperture width of 500 m

Рис 8 Суммарный разрез после использования 3D GSMP с шириной апертуры 1000 м Figure 8 Stack section after 3D GSMP run using an aperture width of 1000 m

Рис 9 Суммарный разрез после применения 3D GSMP с шириной апертуры 1500 м Figure 9 Stack section after 3D GSMP run using an aperture width of 1500 m the level of multiple attenuation. The test indicate that the crossline component of the multiple lies within 1000 m of the plane of the sailline direction. A crossline aperture width of 1000 m was selected predict the multiples in this area. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Рис 11a Разрез с подавлением кратных волн с применением 2D. Кратные волны первого порядка в большей степени подавлены, кроме кратных волн на мелководье (B), дифракции (C) и остаточная рассеянная энергия кратных волн (D) не подавлена, так как они 3D по простиранию и не могут быть оценены по данным 2D. Figure 11a Section with 2D multiple attenuation.

The first order multiple has been largely attenuated multiple but the multiple from the shallow event (B) , diffractions (C) and residual scattered multiple energy (D) have not been attenuated because they are 3D in extent and cannot be estimated from 2D data.

Рис 11b Разность между данными на Рис. 11(a) с подавлением кратных волн по 2D и вводимыми данными, показанными на Рис. 10.

Figure 11b Difference plot between data in figure 11(a) with 2D multiple attenuation and input data shown in figure 10.

Рис 12b Разница между данными на Рис. 12(a) с подавлением кратных волн по методу 3D GSMP и вводимыми данными, показанными на Рис.10.

Figure 12b Difference plot between data in figure 12(a) with 3D GSMP multiple attenuation and input data shown in figure 10.

Рис 12a Разрез с подавлением кратных волн по 3DGSMP. Все классы кратных волн успешно подавлены, выявив однократные волны под ними.

Figure 12a Section with 3DGSMP multiple attenuation.

All multiple classes have been successfully attenuated revealing primary energy beneath. Результаты применения 2DSRME показаны на Рис. 11 и демонстрируют, что резкие изменения при отражении от дна первого порядка в основном были подавлены методом 2D, Тем не менее, энергия кратных волн при отражении от участков вблизи дна была подавлена лишь частично и по-прежнему скрывает зону исследования. Там остается все еще значительное количество остаточной энергии кратных волн в виде рассеянной энергии кратных волн и дифракций кратных волн, которые вариант 2D не смог моделировать и подавить. Результаты применения 3D GSMP показанные на Рис.12 показывают, что 3D GSMP успешно подавил и www.rogtecmagazine.com

MCGs are created and stacked for every prestack trace in the seismic survey, giving a multiple model which is subtracted from the input data using a least-squares adaptive subtraction technique.

Can a 2D approach solve the problem?

The results from 3D GSMP were compared against 2D SRME multiple attenuation. Prior to 2D SRME the data were interpolated to give a symmetrical shot and receiver spacing of 12.5 m. The data were also extrapolated to zero offset to provide a waterbottom reflection at zero offset which is a requirement of 2DSRME. Figures 10a and 11a and 12a show stack sections, time windowed over the zone of interest, before and after application of 2D SRME and 3D GSMP. Figures 11b and 12b show difference plots between the stack before multiple attenuation and after multiple attenuation with 2DSRME (figure 11b) and 3D GSMP (figure 12b) The 2DSRME results shown in Figure 11 reveal that the first order waterbottom bounce has been largely attenuated by

ROGTEC 33

РАЗВЕДКА донные кратные волны и рассеянную энергию кратных волн, генерированную сложными наносами на этом участке. Энергия однократного отражения, скрытая под кратными волнами, была выявлена неподавленной. Краткий обзор Подавление кратных волн становится очень трудным, если кратные волны генерируются сложным по рельефу дном. В данной статье мы продемонстрировали, что наш алгоритм 3D GSMP успешно подавил сложные кратные волны 3D, которые закрывали объект исследования и представляли собой препятствие для интерпретации сейсмических данных. Необходимость прогнозирования кратных волн 3D была подтверждена обследованием морского дна диагностическими средствами, и в результате проведения анализа MCG и применения метода 2D SRME. Анализ моделей кратных волн и тестовых изображений показывает, что дифракции кратных волн и рассеянная энергия кратных волн были успешно подавлены при применении нового алгоритма 3DGSMP. Основные параметры, которые следует учитывать при подавлении кратных волн 3D, это апертура и пространственная дискретизация в рамках проведения MCG. Первый необходим, чтобы гарантировать, что DRP поверхностных кратных волн находится в пределах MCG, а второй важен для предотвращения эляйсинга в пределах MCG. Контрольные тесты в форме селектируемой взаимной корреляции являются удобным инструментом для подтверждения результатов. Если хотите почитать что-то еще по теме Если вы хотите ознакомиться с более подробным описанием метода SRME и нашего алгоритма 3D GSMP, то обращайтесь к нам напрямую. Указанные ниже статьи и технические документы содержат более подробную информацию о SRME и нашей реализации 3D GSMP:Moore, I, R. and Bisley, 2005, 3D surface-related multiple prediction (SMP): A case history: The Leading Edge, 24, 270-274.

Moore, I. and Dragoset, W.H.[2008] General Surface Multiple Prediction (GSMP): A Flexible 3D SRME Algorithm. EAGE Expanded Abstracts. Благодарность Мы благодарим компанию Черноморнефтегаз за их любезное разрешение опубликовать данную статью. Мы также признательны Биллу Драгосету (Bill Dragoset) и Дэвиду Хиллу (David Hill) из компании WesternGeco за предоставленные иллюстрации к данным, а именно Рис. 1 и 2, а также благодарим Эда Палмера (Ed Palmer) из компании WesternGeco за его помощь в редактировании данной статьи.

34 ROGTEC

the 2D approach, However the multiple energy from the near seabed reflectors has only been partially attenuated and still obscure the target zone. There is also a significant amount of residual multiple energy in the form of scattered multiple energy and multiple diffractions which the 2D scheme has been unable to model and remove.

The 3D GSMP results in Figure 12 shows that 3D GSMP has successfully removed both the waterbottom multiple and the scattered multiple energy generated by the complex overburden in this area.

The primary reflection energy underneath the multiple has been revealed, un-attenuated.

Summary Multiple attenuation is very challenging when the multiples are generated from a complex waterbottom. In this article we have demonstrated that our 3D GSMP algorithm has successfully attenuated complex 3D multiples which obscured the target zone and were a barrier to detailed seismic interpretation. The need for 3D multiple prediction was confirmed by inspection of the waterbottom diagnostics and through both MCG analysis and 2D SRME trials. Analysis of the multiple models and diagnostic plots show that multiple diffractions and scattered multiple energy have been successfully attenuated through use of the new 3DGSMP algorithm. The key parameters to be considered during 3D multiple attenuation are aperture and spatial sampling within an MCG. The former is required to ensure that the DRPs of the surface multiples fall within the MCG, the latter is important to prevent aliasing within an MCG. Verification tests in the form of gated cross correlations are a useful tool for validating the results.

Suggestions for further reading If you would like a more detailed description of SRME and our 3D GSMP technique please contact us directly.

The following articles and technical papers contain more details about SRME and our implementation 3D GSMP:Moore, I, R. and Bisley, 2005, 3D surface-related multiple prediction (SMP): A case history: The Leading Edge, 24, 270-274.

Moore, I. and Dragoset, W.H.[2008] General Surface Multiple Prediction (GSMP) – A Flexible 3D SRME Algorithm.

EAGE Expanded Abstracts.

Acknowledgements We thank Chernomorneftegaz for their kind permission to publish this article. We also thank Bill Dragoset and David Hill of WesternGeco for their illustrations in figures 1 and 2 and Ed Palmer of WesternGeco for his help in editing this article.

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Международная компания по оказанию инженерно-технических консультационных услуг Планирование и техническая проработка проектов • Обеспечение эксплуатационной надежности основных фондов • Повышение производственных показателей • Технический контроль Компания Advantica, входящая в группу GL, оказывает комплексные инженерно-технические консультационные услуги, выполняет проектноконструкторские работы и предоставляет программные продукты, предназначенные для повышения эксплуатационной надежности и производственных показателей важнейших объектов, относящихся к основным фондам предприятий нефтегазовой отрасли. В течение более чем 30 лет компания Advantica сотрудничала с предприятиями в сфере безопасного сокращения затрат, оптимизации производственных показателей и продления срока службы основных фондов. Недавнее слияние компании Advantica с подразделением Germanischer Lloyd по обслуживанию производственных предприятий привело к созданию компании международного масштаба, имеющей более 205 отделений в 75 странах мира и обладающей опытом и возможностями предоставления услуг, которые охватывают весь срок эксплуатации основных фондов. Независимый статус компании позволяет ей предоставлять заказчикам объективные рекомендации и содействие.

Повышение эксплуатационной надежности основных фондов Совместно с владельцами мы занимаемся разработкой и реализацией на их объектах и трубопроводах программ обеспечения эксплуатационной надежности основных фондов. Наша компания выполняет следующие работы, направленные на обеспечение безопасности технологических процессов: • Анализ безопасности на уровне организации • Разработка программ снижения риска • Проверки с выявлением факторов риска • Количественный анализ риска • Разработка инструкций по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций

За дополнительной информацией следует обращаться по адресу: Advantica Ltd Тел.: +44 (0)1509 282525 Holywell Park, Ashby Road, Loughborough Факс: +44 (0)1509 283131 Leicestershire, LE11 3GR, UK Адрес электронной почты: info.uk@advanticagroup.com

Повышение показателей безопасности и производительности www.rogtecmagazine.com

www.advanticagroup.com ROGTEC 35

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Акустический мониторинг глубоководных скважин в реальном масштабе времени Андрей Бакулин и Микко Яаскелайнен, компания «Шелл», Александр Сидоров и Борис Каштан, Санкт-Петербургский государственный университет

Real-time Completion Monitoring of Deepwater Wells Andrey Bakulin and Mikko Jaaskelainen, Shell, and Alexander Sidorov and Boris Kashtan, St. Petersburg State University

A

кустический мониторинг глубоководных скважин (АМГС) реальном масштабе времени (АМГС) является новым «дистанционным» (не требующим механического вмешательства) методом выявления участков или зон снижения проницаемости в скважинах, законченных с использованием противопесочных фильтров. Метод основан на использовании акустических сигналов, проходящих через столб скважинного флюида. Эти акустические сигналы переносятся трубными волнами, вызывающими возвратно-поступательное движение скважинного флюида в радиальном направлении, через слои эксплуатационного забоя законченной скважины. Такие трубные волны способны «мгновенно протестировать» зону притока законченной скважины на предмет наличия или отсутствия движения флюидов; они чувствительны к изменениям, происходящим в противопесочных фильтрах с проволочной обмоткой, в гравийной набивке, в интервале перфорации и, возможно, в пласте-коллекторе. Характеристики волн (скорость распространения, затухание амплитуды), проходящих через элемент эксплуатационного забоя с ухудшенной или отличающейся от смежных элементов проницаемостью, меняются. Метод АМГС требует использования стационарных акустических датчиков и по этому признаку может условно считаться «миниатюрным» вариантом системы четырехмерного (4-D) акустического каротажа или непрерывного акустического мониторинга в отдельной скважине. Введение Качественное заканчивание скважин является определяющим фактором успеха разработки

36 ROGTEC

R

eal-Time Completion Monitoring (RTCM) is a new nonintrusive surveillance method for identifying permeability impairment in sand-screened completions that utilizes acoustic signals sent via the fluid column. These signals are carried by tube waves that move borehole fluid back and forth radially across the completion layers. Such tube waves are capable of “instant” testing of the presence or absence of fluid communication across the completion and are sensitive to changes occurring in sand screens, gravel sand, perforations, and possibly the reservoir. That part of the completion with differing impairment from its neighbors will carry tube waves with modified signatures (velocity, attenuation). The RTCM method would require permanent acoustic sensors and, thus, could be thought of as “miniaturized” 4D seismic and “permanent log” in an individual wellbore.

Introduction Completions lie at the heart of deepwater production and constitute a large portion of the overall well cost. Great multidisciplinary effort is put in up front to design wells right. This contrasts greatly with the production stage, where little information is available to detect problems, optimise the inflow and prevent expensive workovers. Sand screen plugging, incomplete packing, development of “hot spots” in screens, destabilization of the annular pack, fines migration, near-wellbore damage, crossflow, differential depletion, compartmentalization, and compaction represent a typical list of challenges that are extremely difficult to decipher based on several permanent pressure and temperature gauges alone.

The aim of our study was to develop RTCM as a new method that can characterise permeability impairment of www.rogtecmagazine.com

DRILLING & PRODUCTION глубоководных месторождений, а затраты на выполнение операций заканчивания составляют значительную часть общей стоимости скважины. Многие отраслевые организации, специализирующиеся в различных научнотехнических областях, выполняют огромный объем работ для того, чтобы скважины были правильно спроектированы. Совершенно противоположная картина наблюдается в сфере добычи: имеется очень ограниченный объем информации для выявления осложнений, оптимизации притока и предотвращения высокозатратных работ по подземному ремонту скважин. Засорение или забивание противопесочных фильтров, недостаточно плотное или неравномерное заполнение гравийной набивкой, появление так называемых «горячих точек» или очагов повреждения в фильтрах с проволочной обмоткой, потеря устойчивости

the sand screen, gravel, perforations, and the immediate near-wellbore space.

Principles Physical principles that allow for the estimation of permeability from acoustics waves are wellknown for open boreholes where permeability from Stoneley wave became the only direct technique of estimating in-situ permeability from wireline logs. Tube or Stoneley wave is a fundamental axisymmetric mode that represents a piston-like motion of the fluid column resisted by the borehole wall. When tube waves encounter a permeable region, their signatures change since the radial motion of the fluid is no longer fully resisted by the borehole wall and part of the fluid can escape in and out of the formation (Figure 1a). This implies that tube-wave velocity decreases and attenuation increases with increasing fluid mobility (ratio of permeability to viscosity). RTCM extends ideas of open-hole Stoneley-

Рисунок 1: (a) При взаимодействии трубной волны с проницаемым интервалом, через который может происходить взаимный переток флюидов между стволом скважины и пластом-коллектором, такая волна затухает и ее скорость снижается. (b) Схематический разрез эксплуатационного забоя глубоководной скважины, оборудованного противопесочным фильтром. Противопесочные фильтры: c) щелевой фильтр из ПВХ, использованный в экспериментальной установке; d) фильтр высокого качества Excluder (фирмы Baker), e) фильтр с проволочной обмоткой из ПВХ.

Figure 1: (a) The tube wave attenuates and slows down when it encounters the permeable interval that can exchange fluids between borehole and formation. (b) Schematic cross-section of a sand-screened completion in deepwater well.

Sand screens: c) slotted PVC screen used in this experiment; d) a premium screen, named as Excluder (from Baker), e) wire-wrapped PVC screen. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 37

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА гравийной набивки в кольцевом пространстве, миграция мелких частиц, повреждение призабойной зоны, возникновение перетоков, неравномерное истощение коллектора, наличие гидродинамической неоднородности и переуплотнений - типичный перечень осложнений, которые очень трудно распознать лишь на основании показаний нескольких стационарных датчиков давления и температуры. Цель наших исследований состояла в разработке метода АМГС как нового механизма оценки степени снижения проницаемости противопесочного фильтра, гравийной набивки, интервала перфорации и ближней призабойной зоны. Общие принципы Физические принципы механизма определения проницаемости по акустическим волнам хорошо известны, так как измерение проницаемости в необсаженных скважинах по волнам Стоунли стало единственным прямым методом изучения свойств коллектора в условиях его естественного залегания с помощью приборов ГИС, спускаемых на кабеле. Трубные волны или волны Стоунли фундаментально отличаются доминирующим осесимметричным режимом, реализующимся в возвратно-поступательных колебаниях столба флюида, которым оказывают

RTCM concept Figure 2 depicts two possible configurations of the RTCM method: “repeated or permanent log” (transmission) and “mini-4D seismic in a well” (reflection). In both cases, we detected changes in acoustic signatures of tube waves over time and inferred changes of permeability along the completion. In transmission configuration, we measure velocity and attenuation of the tube waves(s) along the completion and thus need sensors along the sandface (Figure 2a). In reflection configuration, we need sensors only above the completion and analyse the change in reflected arrivals from permeability interfaces (Figure 2b).

B

Распространяющаяся трубная волна

Источник Source

Продуктивный интервал №1 Pay 1 Участок призабойной зоны с пониженной проницаемостью Skin

Продуктивный интервал №2 Pay 2

Приемники Recievers

Отражаемая трубная волна

A

wave logging to wells with sand-screened completions typical for deepwater. These wells have additional layers between the formation and borehole fluid, such as sand screen, gravel sand, and casing (Figure 1b). The sand screen and gravel pack prevent migration of reservoir sand into the wellbore and maintain the integrity of the reservoir around the wellbore. The completed well has one essential similarity to the open-hole model, i.e., in a normal flowing well there has to be fluid communication across all layers of the completion. Our objective was to analyse the effect of broken fluid communication across the sand screen (or perforations) through the signatures of tube waves.

Источник Source

Продуктивный интервал №1 Pay 1 Участок призабойной зоны с пониженной проницаемостью Skin

Продуктивный интервал №2 Pay 2

Приемники Recievers

Рисунок 2: Конфигурации метода АМГС: a) «повторный или непрерывный каротаж» (конфигурация проходящих волн); b) «мини»-4D мониторинг в скважине» (конфигурация отраженных волн).

Figure 2: Conceptual design of RTCM configurations: a) “Repeated or permanent log” (transmission configuration); b) “Mini-4D seismic in a well” (reflection configuration).

38 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING & PRODUCTION сопротивление стенки ствола скважины. При взаимодействии трубных волн с проницаемым телом их характеристики изменяются, так как поверхности стенки скважины уже не оказывают полного сопротивления радиальному движению флюида, и часть флюида может либо проникать в толщу пласта-коллектора, либо покидать его поры (см. рис. 1a). Это означает, что скорость распространения трубных волн снижается, а темпы их затухания увеличиваются с повышением подвижности флюида (отношение проницаемости к вязкости). Метод АМГС позволяет распространить метод использование волн Стоунли на скважины, оснащенные противопесочными устройствами, типичными для глубоководных районов. В таких скважинах пласт-коллектор и скважинный флюид разделяются несколькими дополнительными слоями, такими как противопесочный фильтр, гравийная набивка и обсадные трубы (рис. 1b). Противопесочный фильтр и гравийная набивка предотвращают проникновение пластового песка в ствол скважины и сохраняют устойчивость пород в призабойной зоне. Законченная скважина имеет одно важное сходство с необсаженной: в условиях нормального режима притока между всеми слоями интервала заканчивания должна иметь место гидродинамическая связь. Цель

It can be shown that such measurements can be performed while the well is flowing, thus providing valuable information in real time to well engineers and production technologists. Such information allows them to • detect changes in permeability in and around the well (and thus the inflow ability) in real time, • identify the well structure responsible for any problems (screen, perforation, etc.), • help design best practices for drawing the wells without impairing them, • raise red flags early on when problems are not acute and can be fixed with lighter effort, and • help characterize cross-flow and differential depletion in wells with multiple commingled producing intervals.

We conducted a full-scale laboratory test of the RTCM concept when permeability impairment is caused by sand-screen plugging in a completion without agravel pack.

Full-scale laboratory test The schematics and an actual photo of the horizontal flowloop setup we used for experimental measurements are shown in Figure 3. The outer pipe (casing) is modeled with glass pipe. The inner pipe (PVC sand screen) is positioned inside using plastic centralisers.

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА Граница, где свойства противопесочного фильтра меняются Interface where properties change

Наружная труба (обсадная колонна) Outer pipe (casing)

Внутренняя труба (противопесочный фильтр) Inner pipe (screen)

Вода Water Вода или водонасыщенный слой гравия Water or water-saturated gravel sand Перфорации Perforations

Источник Source

Гидроакустические датчики Hydrophone sensors

Рисунок 3: (a) Схематический чертеж установки, представляющегй собой модель эксплуатационного забоя горизонтальной скважины, оборудованного противопесочным фильтром. (b) Фотография подлинной установки со стеклянной наружной трубой (без перфораций).

Figure 3: (a) Sketch of the flowloop setup with the model of sand-screened completion in horizontal well. (b) Photograph of the actual setup with a glass outer pipe (no perforations). наших исследований состояла в анализе эффекта нарушения гидродинамической сообщаемости на рабочей поверхности противопесочного фильтра (или интервала перфораций) путем мониторинга характеристик трубных волн. Концепция АМГС На рис. 2 показаны две возможные конфигурации метода АМГС: «повторный или непрерывный каротаж» (проходящие волны) и «мини»-4D мониторинг в скважине» (отраженные волны). В обоих случаях были зарегистрированы изменения в акустических характеристиках трубных волн во времени и предполагаемые изменения проницаемости вдоль эксплуатационного забоя. При изучении конфигурации проходящих волн измерялись скорость и затухание трубной волны (волн) вдоль эксплуатационного забоя, для чего использовались датчики, устанавливаемые вдоль вскрытой поверхности забоя в песчаном пласте (рис. 2a). Для изучения конфигурации отраженных волн требовалось установить датчики только над эксплуатационным забоем и проанализировать изменения во вступлениях отраженных волн, обусловленные прохождением волн через поверхности

40 ROGTEC

To model an open sand screen (“open pores”), we used a PVC pipe with 0.0002 m slots (Figure 1c). The plugged sand screen was modeled with a blank PVC pipe without slots and is referred to as “closed pores”. The annulus between the inner and the outer pipe is filled with water.

Measurements are conducted with a 24-level hydrophone array (35 cm spacing) and a piezoelectric source, both lying down at the bottom of the inner pipe. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 41

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Нами проведены полномасштабные лабораторные испытания концепции АМГС для случаев снижения проницаемости в результате засорения противопесочных фильтров в скважинах, законченных без применения гравийной набивки. Полномасштабные лабораторные испытания Схема и фотография лабораторной установки (представляющей собой замкнутый горизонтальный контур), на которой проводились измерения, показаны на рис. 3. Наружная труба (обсадная колонна) изготовлена изстекла. Внутренняя труба (противопесочный фильтр из ПВХ) установлена внутри с использованием пластиковых центраторов. Для моделирования схемы установки противопесочного фильтра в необсаженном стволе скважины («открытые поры») использовалась труба из ПВХ с щелевыми прорезями шириной 0,0002 м (рис. 1c). В качестве модели для засоренного противопесочного фильтра использовалась сплошная труба из ПВХ без щелевых прорезей, условно называемая «закрытые поры». Кольцевое пространство между внутренней и наружной трубами заполнялось водой. Измерения проводились с помощью группы 24канальных гидроакустических приемников (с интервалом 35 см) и пьезоэлектрического источника. Как приемники, так и источник были уложены на «дне» внутренней трубы. Идеализированная модель заканчивания В реальной ситуации противопесочные фильтры могут иметь довольно сложную конструкцию (рис. 1d), но мы предполагали, что фильтр может быть имитирован

42 ROGTEC

Idealized completion model Actual sand screens can be quite complicated (Figure 1d), but we assume that the screen can be represented by a homogeneous effective pipe, both in terms of mechanical and hydraulic properties. If this pipe is not permeable (plugged screen), then the laboratory setup can be simplified to this idealized four-layered model: fluid-elastic inner pipe (screen) – fluid-elastic outer pipe (casing). This model of two concentric elastic pipes with a free outer boundary supports four axisymmetric wave modes at low frequencies: • TI – tube wave supported by the inner pipe • TO - tube wave supported by the outer pipe • PI - plate (extensional) wave related to the inner pipe • PO – plate (extensional) wave related to the outer pipe.

Удаленность (м) Offset (m)

изменения проницаемости (рис. 2b). Очевидно, что подобные измерения можно выполнять в фонтанирующей скважине. Это позволяет инженерамбуровикам и промысловым технологам получить ценную информацию в реальном масштабе времени. Полученная информация позволит им: • обнаруживать изменения проницаемости как в скважине, так и в околостважинном пространстве (и, следовательно, оценивать возможности получения ритока) в реальном масштабе времени; • выявлять элемент конструкции скважины, создающий какие-либо осложнения (фильтр, перфорации и т.п.); • содействовать разработке наилучших методов отбора скважинной продукции без ухудшения эксплуатационных показателей; • заблаговременно выявлять проблемы или осложнения, когда на их решение или устранение требуются меньшие усилия; • более глубоко изучить механизмы перетоков и дифференциального истощения при эксплуатации скважин с несколькими интервалами одновременнораздельной эксплуатации.

Время (µс) Time (ms)

Время (µс) Time (ms)

Время (µс) Time (ms)

Рисунок 4: Сейсмограммы давления с последовательным усилением амплитуды для четырехслойной модели с закрытыми порами (без гравийной набивки). модель модель с наружной трубой из стекла и пластиковыми внутренними трубами. (a) доминирующее вступление быстрой трубной волны (TO – 1030 м/с) от наружной стеклянной трубой. (b) менее интенсивное вступление медленной трубной волны (TI – 270 м/с), связанное с внутренней пластиковой трубы. (c) Продольные волны имеют еще меньшую амплитуду (PO коричневого цвета – 5410 м/с, PI зеленого цвета - 1630 м/с).

Figure 4: Pressure seismograms with successive amplifications for a four-layered model with closed pores (no gravel pack) using model with glass outer pipe and plastic inner pipes. (a) The largest arrival is a fast tube wave (TO - 1030 m/s) related to the outer glass pipe. (b) The smaller arrival is a slow tube wave (TI - 270 m/s) related to the plastic inner pipe. (c) Plate waves are of even smaller amplitude (brown PO - 5410 m/s, green Figures 4 shows synthetic seismograms for a four-layered model similar to the experimental setup. The dominant arrival is a fast-tube wave associated with the outer pipe (TO), whereas the slow-tube wave supported by the inner pipe (TI) is weaker. If the inner pipe becomes permeable (open to flow sand screen), then both tube waves experience attenuation and slow-down. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Operations & Service Centre Baku, Azerbaljan Wireline Tractor & Associated Services Caspian Sea & Surrounding Areas Wireline or coiled tubing conveyence in high deviation or extended reach wells, down hole sleeve or valve functioning, pulling or setting plugs, scale or sand removal, milling & cased hole logging (memory or real time)

www.akersolutions.com/wellservice www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 43

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА просто гладкой трубой, как с точки зрения механических, так и гидравлических свойств. Если такая труба является непроницаемой (забитый фильтр), то конфигурация лабораторной установки может быть упрощена до «идеализированной» четырехслойной модели «жидкость - внутренняя труба (фильтр) - жидкость - наружная труба (обсадная колонна)». В такой модели, состоящей из двух концентричных упругих труб с незамкнутым наружным пространством, можно «прогнать» четыре следующих вида осесимметричных низкочастотных волн: • TI – трубная волна, связанная с внутренней трубой • TO - трубная волна, связанная с наружной трубой • PI - пластинчатая волна, связанная с внутренней трубой • PO – пластинчатая волна, связанная с наружной трубой На рис. 4 показаны расчетные сейсмограммы четырехслойной модели, подобной той, которая соответствовала конфигурации экспериментальной установки. Преобладало вступление быстрой трубной волны, генерируемой наружной трубой (TO), при этом медленная трубная волна, генерируемая внутренней трубой (TI) была слабее. Если внутреннюю трубу сделать проницаемой (открывается для прохождения потока через противопесочный фильтр), то оба вида трубных волн затухают и замедляются. «Повторный или непрерывный каротаж» (проходящие волны) Рассмотрим сначала характеристики распространения проходящих волн (скорость и затухание) в присутствии незасоренного («открытого») и забитого противопесочного фильтра. На рис. 5a показаны «исходные» (необработанные) данные, полученные для случаев отсутствия противопесочного фильтра, а также его наличия с «открытыми» или «закрытыми» порами. Даже с учетом отражений от места стыковки труб, между указанными сценариями существуют четкие различия. Первое различие заключается в том, что при прогонке варианта без противопесочного фильтра была зарегистрирована только одна (быстрая) трубная волна, скорость которой составляла около 1050 м/с. Амплитуда этой волны несколько снизилась, что предположительно связано с естественным затуханием в кабеле записывающего устройства. После установки непроницаемой внутренней трубы (вариант с закрытыми порами) появилась медленная трубная волна, при этом затухание быстрой трубной волны усилилось. После установки внутренней трубы с щелевыми прорезями (вариант с открытыми порами), между флюидами с обеих сторон противопесочного фильтра из ПВХ установилась гидродинамическая связь, приводящая к особо интенсивному затуханию обоих видов трубных волн. Таким образом, значительное повышение интенсивности затухания как быстрых, так и медленных трубных волн является

44 ROGTEC

“Permanent or repeated log” (transmission) Let us look first at transmission signatures – velocity and attenuation – in the presence of open and plugged screens.

Figure 5a shows the raw data recorded in the case of no screen and a screen with “open” or “closed” pores. Despite pipe joint reflections, there are clear differences between three scenarios. First, in the absence of a screen, there is only one (fast) tube wave present with a velocity of about 1050 m/s. It experienced some amplitude loss, possibly due to intrinsic attenuation in the recording cable. When an impermeable inner pipe was added (closed pores), a slow tube wave appeared, and the fast tube wave became more attenuative. When the inner pipe became slotted (open pores), then fluid on both sides of the PVC screen started to communicate, and this led to a very strong attenuation of both tube waves. Thus, a greatly increased attenuation of both fast and slow tube waves was the first-order diagnostic for open screens, whereas reduced attenuation was characteristic for plugged screens.

Additional diagnostics can be established by analyzing energy distribution as a function of frequency between these two cases. Figure 5b shows slowness-frequency displays. Both fast and slow tube waves with approximately the same velocities of 1100 m/s and 350 m/s are clearly seen in the plugged and open cases, however, the slow wave is completely absent without a screen. In a plugged screen, the fast wave carries maximum energy in the frequency range of 300-600 Hz close to the dominant frequency of the source, whereas lower and higher frequencies carry less energy. In contrast, the spectrum of the fast wave in an open screen has a big energy “hole” between 300 and 600 Hz where the fast wave is attenuated so strongly that even higher frequencies (600-900 Hz) carry more energy. This behavior suggests that fast-wave energy is severely attenuated in the medium frequency range, whereas it is still preserved in the high-frequency range.

Let us now compare this behavior with the poroelastic reflectivity modeling. Figure 6 shows synthetic seismograms computed for a glass setup. The sand screen is modeled as a poroelastic Biot cylinder. Similar to the experiment with closed pores, we observed two tube waves with the fast tube wave dominating in amplitude. In the presence of a screen with open slots, both waves experienced strong changes. The fast tube wave experienced moderate attenuation and change of waveform.

The slow tube wave transformed into a complex packet with weak amplitude. The following physical interpretation can be given to the modeled results. A tube wave is born when the piston-like motion of the fluid inside the pipe creates a radial expansion that is resisted by the elastic pipe. The slow wave is supported mainly by the inner pipe.

When this pipe becomes slotted, radial movement of the www.rogtecmagazine.com

DRILLING & PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 45

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

A

B

Быстрая ТВ

Быстрая ТВ

Медленная ТВ

Быстрая ТВ

Медленная ТВ

Рисунок 5: Сейсмограммы (a) и изображения зависимости медленности волн от частоты (b), построенные по экспериментальным данным. На изображении «без фильтра» показаны результаты для конфигурации без внутренней трубы; на изображении «фильтр с открытыми порами» - для конфигурации с противопесочным щелевым фильтром, а на изображении «фильтр с закрытыми порами» - для варианта со сплошной трубой (без щелевых прорезей). Следует отметить, что быстрая трубная волна меньше всего затухает при отсутствии фильтра, умеренно затухает в условиях закрытых пор и в значительной степени поглощается при наличии открытых пор.

Figure 5: Seismograms (a) and slowness-frequency displays (b) of experimental data. “No screen” shows traces in the absence of an inner pipe. “Open pores” is for a slotted sand screen, whereas “closed pores” is for a blank pipe (no slots). Note that the fast tube wave is least attenuated in the absence of a screen, attenuated in closed pores and substantially absorbed in open pores.

46 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Комплексное Решение проблем промывки ствола скважины Уникальные перепускные системы PBL, обладающие широкими возможностями, помогут вам существенно снизить затраты на бурение, связанные с поглощением бурового раствора и снижением расхода в процессе бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин. Данные устройства позволяют операторам проводить эффективную реализацию многочисленных проектов в разных странах мира.

• Двухканальный самозапирающийся циркуляционный переводник PBL компании DSI • Двухканальный самозапирающийся циркуляционный переводник PBL увеличенного диаметра компании DSI • Многофункциональный шариковый циркуляционный переводник компании DSI с гидромониторным устройством для противовыбросовых превенторов и водоотделяющих колонн Вам необходимо увеличить подачу бурового раствора в нижней части бурильной колонны или поднять трубы без сифона? Двухканальный самозапирающийся циркуляционный переводник PBL позволит вам решить эти проблемы

Многочисленные варианты применения перепускных систем компании PBL улучшают и оптимизируют ПОКАЗАТЕЛИ РАСХОДА И ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ

Адрес электронной почты: Enquiries@dsi-pbl.com P.O. Box 30576 Dubai United Arab Emirates Тел.: + 971 4 887 1556 Факс: + 971 4 887 1008 Российская Федерация Тел.: + 7 912 939 6831

www.dsi-pbl.com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 47

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА признаком первого порядка, свидетельствующим о наличии незасоренного («открытого») фильтра, в то время как незначительное затухание волн характеризует его засорение.

Сравним результаты лабораторных испытаний с данными расчетного моделирования в слоистой цилиндрической модели расчитанных матричным методом. На рис. 6 показаны расчетные сейсмограммы для конфигурации с наружной трубой из стекловолокна. Противопесочный фильтр моделируется как упругий цилиндр. Как и в результате экспериментов с закрытыми порами, наблюдались два вида трубных волн, при этом быстрая трубная волна доминировала по величине амплитуды. При наличии фильтра с открытыми щелевыми прорезями характеристики обоих видов волн претерпевали значительные изменения. Быстрая трубная волна умеренно затухала и меняла форму колебаний. Медленная трубная волна преобразовывалась в сложный низкоамплитудный волновой пакет. Результаты моделирования можно с физической точки зрения интерпретировать следующим образом. Трубная волна формируется в условиях, когда возвратно-поступательное движение находящегося внутри трубы флюида вызывает радиальное

48 ROGTEC

1

2

3

4

5

0

время (mc) Time (ms)

5

10

15

20

Медленность (с/м) Slowness (s/m)

Закрытые поры Closed Pores 0

Быстрая ТВ

0.005

Медленная ТВ 0.01

0

200

400

600

800

1000

Открытые поры Open Pores Медленность (с/м) Slowness (s/m)

Более тщательное диагностирование может быть выполнено путем сравнительного анализа зависимости энергетических спектров от частоты для обоих рассматриваемых вариантов. На рис. 5b показаны диаграммы зависимости медленности (величина, обратная скорости) от частоты. При испытании конфигураций с засоренным и незасоренным («открытым») фильтром, отчетливо прослеживаются как быстрые, так и медленные трубные волны с примерно одинаковыми скоростями (соответственно 1100 м/с и 350 м/с), однако без фильтра медленные волны полностью исчезают. Если при прогонке варианта с засоренным фильтром быстрые волны переносят максимальное количество энергии в диапазоне частот от 300 Гц до 600 Гц, близком к доминантной частоте источника, то волны с более высокими или меньшими частотами являются более слабыми энергоносителями. В противоположность этому, в диапазоне частот от 300 Гц до 600 Гц энергетический спектр быстрой волны при прогонке варианта с «открытым» фильтром отличается наличием большой «энергетической ямы». В этом случае быстрая волна затухает настолько интенсивно, что даже высокие частоты (600-900 Гц) переносят большее количество энергии. Такая поведенческая закономерность означает, что энергия быстрых волн резко затухает в среднем диапазоне частот и сохраняется в диапазоне высоких частот.

Удаленность (м) Offset (m)

0

Быстрая ТВ

0.005

0.01

Медленная ТВ

0

200

400 600 Частота (Гц) Frequency (Hz)

800

1000

Рисунок 6: Расчетные данные моделирования открытых и закрытых пор для варианта с наружной стеклянной трубой. (a) Оверлей сейсмограмм давления для открытых (красные) и закрытых (черные) пор, показывающий, что быстрая трубная волна при наличии проницаемого фильтра затухает и рассеивается. Голубые и красные линии обозначают скорости пробега отраженных быстрых (1030 м/с) и медленных (280 м/с) трубных волн. (b) Спектры зависимости медленности от частоты.

Figure 6: Synthetic data computed for open and closed pores in the glass setup. (a) Overlay of pressure seismograms for open (red) and closed (black) pores showing that the fast tube wave in a permeable screen experiences attenuation and dispersion. Blue and red lines denote moveout velocities of the fast (1030 m/s) and the slow (280 m/s) tube waves. (b) Slowness-frequency spectrums. www.rogtecmagazine.com

DRILLING & PRODUCTION расширение трубы, встречающее сопротивление ее упругой стенки. Медленная волна преимущественно генерируется внутренней трубой. Если эта труба имеет щелевые прорези, сопротивление радиальному движению флюида прекращается, так как жидкость может свободно перетекать в кольцевое межтрубное пространство, что вызывает интенсивное затухание медленной волны. В противоположность этому, быстрая волна преимущественно поддерживается наружной сплошной трубой из стекла. Кроме того, если внутренняя труба становится проницаемой, то жидкость в возвратно-поступательном режиме движения, формирующего быструю волну, может перетекать в оба направления между наружным и внутренним столбами флюидов и этим самым вызывает затухание умеренной интенсивности. Как показывает спектр зависимости медленности от частоты, полученный при расчете варианта с открытыми порами (рис. 6b), быстрая волна претерпевает аномально интенсивное затухание в среднем диапазоне частот от 350 Гц до 700 Гц, что согласуется с результатами экспериментов. На рис. 7 отображена более четкая картина усредненных характеристик волн малого, среднего и высокого диапазона частот. Сравнение рис. 7a и рис. 7b подтверждает качественную

fluid is no longer resisted since liquid can freely escape to the annulus, thus leading to a strong attenuation of this wave. In contrast, the fast wave is supported mainly by the outer glass solid pipe. In addition, when the inner pipe becomes permeable, a piston-like motion of the fluid in the fast wave can exchange the fluid between the outer and the inner fluid columns, thus creating a moderate attenuation.

The slowness-frequency spectra for open pores (Figure 6b) shows that, similar to the experimental results, the fast wave experiences anomalously high attenuation in the medium frequency range of 350-700 Hz. A more robust display averaging over small, medium and high frequencies is shown on Figure 7. A comparison of Figure 7a and 7b confirms the qualitative agreement between experiment and modeling. In both cases, the fast wave exhibits anomalous amplitude decrease in the medium frequency range, while still preserving higher and lower frequencies. This amplitude decrease should be attributed to anomalous attenuation caused by fluid movement through the slotted porous screen. The frequency range with resonance attenuation is controlled by permeability, i.e., the lower the permeability, the higher the frequency of the band with anomalous attenuation of the fast wave. Therefore, central frequency of the band with anomalous attenuation of the fast tube wave is an additional useful diagnostic of the screen permeability.

Специалисты по Защите от Падений

Проверено на практике. Утверждено к использованию для обеспечения безопасности работ. Компания Capital Safety, всемирный лидер в области изготовления средств защиты от падений, предлагает специальные устройства, предназначенные для использования в нефтегазовой отрасли: от предприятий разведки и добычи (буровые установки, суда обеспечения, платформы и т. д.) до сектора переработки и сбыта продукции (транспортировка, переработка). Предлагая свою продукцию под наиболее известными торговыми марками DBI-SALA и Protecta, компания Capital Safety уже более 50 лет занимает передовые позиции в сфере инновационных решений по защите от падений, позволяющих обеспечить безопасность персонала и уверенность работодателей в том, что они предоставляют своим сотрудникам самые лучшие средства защиты. Широкий перечень курсов подготовки • Помощь в решении технических вопросов • Обслуживание заказчиков и ремонт аппаратов Capital Safety Group EMEA Тел. : +33 (0)4 97 10 00 10 • Факс : +33 (0)4 93 08 79 70 www.capitalsafety.com • oilandgas@capitalsafety.com

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

1.5

Пиковая энергия Peak Energy

Пиковая энергия Peak Energy

Быстрая ТВ – поры закрыты Fast TW: closed

1 0.5 0

200

400

600

2 1 0

800

0

0.04

0.02

0

200

400

600

800

Частота (Гц) Frequency (Hz)

1000

Быстрая ТВ – поры открыты Fast TW: open

Пиковая энергия Peak Energy

Пиковая энергия Peak Energy

быстрая ТВ – поры открыты Fast TW: open

500

2 1 0

0

500

1000

Частота (Гц) Frequency (Hz)

Рисунок 7: Данные экспериментов (a) и расчетов (b) распределения энергии быстрой трубной волны. Следует обратить внимание на аномально высокую интенсивность затухания в «среднем» диапазоне частот (~300-700 Гц) из-за проницаемости фильтра.

Figure 7: Experimental (a) and modeled (b) distribution of energy of the fast tube wave. Note anomalously high attenuation in the “medium” (~300-700 Hz) frequency range due to permeability of the screen. согласованность результатов экспериментальных испытаний и расчетного моделирования. В обоих случаях быстрая волна характеризуется аномально резким снижением амплитуды в среднем диапазоне частот, одновременно сохраняя ее в высоком и низком диапазонах. Такое снижение амплитуды должно быть обусловлено аномально интенсивным затуханием, вызванным прохождением флюида через щелевой «пористый» фильтр. Диапазон частот с резонансным затуханием зависит от проницаемости фильтра, т.е. чем ниже проницаемость, тем выше частота полосы с аномально интенсивным затуханием быстрой волны. Таким образом, диапазон центральной частотной области полосы с аномально интенсивным затуханием быстрой волны является еще одним полезным диагностическим признаком для оценки проницаемости противопесочного фильтра.

50 ROGTEC

Conclusions We propose a new non-intrusive real-time technique that monitors changes in permeability along sand-screened completions utilising acoustic signals in the fluid column.

We presented a full-scale laboratory test verifying the method for a scenario where impairment is caused by sand-screen plugging in a completion without a gravel pack. We observe two tube waves supported by the screen and casing. Simple inspection of the raw data allows identification of plugged and open sections of the screen; plugged sections give a large signal, whereas open sections have a low signal (increased attenuation of both fast and slow tube waves). We further compared experimental results with simple poroelastic modeling and found a qualitative agreement between experimentally measured and predicted signatures. www.rogtecmagazine.com

НЬЮКО ВЕЛЛ СЕРВИС

NEWCO WELL SERVICE

Предоставляет инновационные инженерные решения для увеличения продуктивности нефтегазовых скважин.

Provides innovative engineered solutions to enhance the production of oil & gas well.

• • • • •

Гидроразрыв пласта Кислотные ГРП и кислотные обработки Освоение скважин азотом Услуги ГНКТ Цементирование обсадных колонн, РИР

• • • • •

Fracturing Acidizing Well completion with Nitrogen Coil Services Primary & Remedial Casing Cementing, Squeezes

Заказчики Ньюко Велл Сервис – крупнейшие нефтегазодобывающие компании на территории Российской Федерации и Казахстана: ТНК-ВР, Роснефть, Русснефть, Газпромнефть, ЛУКойл, Казмунайгаз и др.

Newco’s Customers are the largest oil companies of Russia and Kazakhstan: TNK-BP, Rosneft, Russneft, Gazpromneft, LUKoil, Kazmunaigaz and others.

Представительства компании: Россия: г. Нижневартовск ул. Северная 39, строение 34 Тел: (3466) 40-60-85: 47-05-90 Факс: (3466) 47-06-01

Representative Offices: Russia: Nizhnevartovsk Severnaya Street 39, Building 34 Tel: (3466) 40-60-85: 47-05-90 Fax: (3466) 470601

г. Москва 1-ый Волоколамский проезд, строение 10/10 Тел: (495) 982-39-43

Moscow 1st Volokolamsky Ride, Building 10/10 Tel: (495) 982-39-43

Республика Казахстан: г. Кызылорда 4 Укрупненный квартал, дom 1, офис 3 Тел: (3242) 26-16-23 Факс: (3242) 27-77-88

The Republic of Kazakhstan: Kyzylorda The 4th Aggregated Block, Building 1, office 3 Tel: (3242) 26-16-23 Fax: (3242) 27-77-88

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА Выводы Нами предложен новый «дистанционный» (не требующий механического вмешательства) метод, позволяющий в реальном масштабе времени регистрировать изменения проницаемости в зоне притока эксплуатационного забоя скважин, законченных с применением противопесочных фильтров. Предлагаемый метод основан на измерении характеристик акустических сигналов в столбе скважинного флюида. Представлено описание полномасштабных лабораторных испытаний, результаты которых подтвердили адекватность метода в случае, когда снижение проницаемости, вызванзасорением фильтра. При этом гравийная набивка отсутствовала.. Проведены наблюдения за двумя видами трубных волн, генерируемыми противопесочным фильтром и обсадной колонной. Простой анализ необработанных данных позволяет выявить засоренные и незасоренные (открытые) участки рабочей поверхности противопесочного фильтра: засоренные участки генерируют сильный сигнал, а незасоренные – слабый (усиленное затухание как быстрых, так и медленных трубных волн). Кроме того, мы сравнили данные экспериментальных испытаний и простых расчетов пороупругой модели, и показали их качественную согласованность результатов экспериментальных испытаний и расчетного моделирования волновых характеристик. Выражение благодарности Мы хотели бы поблагодарить наших коллег из компании «Шелл»: Джима Килти (Jim Kielty), Дейва Стюарта (Dave Stewart), Джека Бойлза (Jack Boyles), Кифа Лава (Keith Love) и Кена Уилсона (Ken Wilson) за проделанную огромную работу по созданию экспериментальной установки, а также за помощь, оказанную ими при проведении лабораторных экспериментов.

Acknowledgements We thank our Shell colleagues Jim Kielty, Dave Stewart, Jack Boyles, Keith Love and Ken Wilson for their hard work in creating the experimental setup and assisting with the laboratory experiment.

Andrey Bakulin Andrey is a staff research geophysicist at Bellaire Technology Center. After receiving his PHD (1996) in geophysics from St. Petersburg State University in Russia he had a brief academic career as an assistant Professor of geophysics (1997 – 1999).

An Industrial career followed with three years at Schlumberger Cambridge Research and six years with Shell Bellaire Technology Center. Andrey developed a rock physics transform between 3D stresses and anisotropic velocities. With Rodney Calvert he pioneered the Virtual Source Method. Andrey received several awards from Society of Exploration Geophysics and 2007 E&P Special Meritorious Awards for Engineering Innovation for Virtual Source technology.

Mikko Jaaskelainen Mikko is a senior research engineer (optics) at Bellaire Technology Center. He received his Master of Science degree in electrical engineering from Lund University in Sweden 1993. Mikko has 12 years experience in developing fiber-optic systems for telecommunications and sensing in O&G Exploration and Production. The last 5 years have been with Shell working on fiber-optic technology development for downhole sensing applications.

Boris Kashtan Boris is a Professor of geophysics at St. Petersburg State University in Russia.

He received his PhD (1981) and Doctor of Science degree (1987) in geophysics from the same university. Professor Kashtan is a world-leading expert in advanced problems of seismic wave propagation in anisotropic and complex media. Currently he is a head of the Laboratory of Dynamic Elastic Media in the Institute of Physics of the St. Petersburg State University. He is also one of the leaders of St. Petersburg Shell Cluster that performs advanced geophysical studies for Shell.

Alexander Sidorov Alexander is a researcher at St. Petersburg Shell Cluster in Russia. Alexander reeived his Master of Science degree in physics from St. Petersburg State University in 2006. He works on a Shell-sponsored project devotd to use of tube waves for downhole reservoir surveillance. His research interest is advanced studies of wave propagation in anisotropic and multilayered cylindrical shells.

52 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Достигая Get the Results наилучших You результатов

Expect.

Обладаяby высококвалифицированным персоналом в областиinстимуляции Backed the most experienced stimulation personnel the скважин и повышения нефтеотдачи, Oilfield Technology Group компании industry, the Oilfield Technology Group of Hexion has led the way Hexion является признанным лидером в области разработки и in fracturing proppants.

Now we are taking to a new level производства расклинивающего материала дляfracturing гидроразрывов. Новая серияnew наших продуктов услуг поднимает технологию гидроразрыва with products andи services to ensure you get the results you на новый уровень, помогая Вам достичь наилучших результатов. Hexion expect.

For additional proppant supply, innovative technology, является Вашим надежным партнером, обеспечивающим поставку product quality and exceptional customer расклинивающего service you can rely необходимых объемов высококачественного агента, являющегося технологий. on Hexion.

For moreкомпонентом information,для visitсамых us atпередовых OilTG.com. Наша служба технической поддержки всегда готова помочь Вам.

Fracturing Proppants Sand Management Дополнительная информация на сайте OilTG.com Расклинивающие агенты для ГРП

Контроль содержания песка

ДОБЫЧА

Технологии в сфере геологоразведки и добычи

Enhanced Oil Recovery: Technology Implementation at Lukoil B

секторе разведки и добычи основной объем НИОКР пришелся на разработку рациональных комплексов геолого-геофизических исследований, совершенствование методов оценки запасов (продолжались работы по созданию методики подсчета запасов углеводородов в резервуарах со сложной структурой), а также на разработку и совершенствование методов повышения нефтеотдачи пластов и оптимизацию технологических решений при разработке неразбуренных участков и залежей. Пристальное внимание уделялось технологиям по обеспечению экологической безопасности при разработке месторождений, особенно морских. Одним из важнейших результатов деятельности Компании в сфере развития технологий является активное применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Эти методы позволяют существенно увеличить извлекаемые запасы и добычу нефти, вовлечь в промышленную разработку запасы высоковязкой нефти, запасы в низкопроницаемых коллекторах и трудноизвлекаемые запасы на поздней стадии разработки месторождений. В течение последних лет на месторождениях Группы «ЛУКОЙЛ» доля добычи нефти за счет применения различных технологий воздействия на нефтяные пласты составляет более 20% от общего объема добычи.

54 ROGTEC

M

ost of the upstream R&D has focused on developing efficient logging systems, improving methods of estimating reserves (studies have continued on creating methods for calculating hydrocarbon reserves in reservoirs with complex structures), and also on developing and improving methods of enhancing oil recovery and optimizing the development of undrilled areas and reservoirs. Steady attention has focused on environmental protection technologies, especially for offshore fields.

One of the most important results of LUKoil’s technology development effort is the active use of methods for stimulating oil production and enhancing oil recovery (EOR).

These methods substantially increase recoverable reserves and oil production, and allow commercial development of reserves of highly viscous oil, reserves in low-permeability reservoirs, and hard-to-recover reserves at the late stages of field development. In recent years, the proportion of oil recovered through the use of various stimulation technologies at LUKoil fields has been more than 20% of total production.

In 2007, the LUKoil Group performed 5,292 EOR operations, which corresponds to the 2006 level. LUKoil companies employ physical, chemical, hydrodynamic, and thermal methods to stimulate pay zones. In the reporting year, EOR techniques accounted for additional 23.7 million tonnes, or more than 26% of LUKoil’s total Russian production. The bulk of the enhanced recovery (14.4 million www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION В 2007 году Группа выполнила 5 292 операций ПНП, что соответствует уровню 2006 года. Организации Группы «ЛУКОЙЛ» применяют физические, химические, гидродинамические и тепловые методы воздействия на продуктивные пласты. В отчетном году дополнительная добыча за счет применения методов ПНП составила 23,7 млн т, или более 26% от общей добычи нефти Группой в России. Основной объем дополнительной добычи (14,4 млн т, или 61,3%) получен за счет физических методов, в первую очередь за счет гидроразрыва пласта (ГРП). В отчетном году на 12 месторождениях Предуралья продолжились опытно-промышленные работы по технологии кислотного ГРП. В результате проведения 31 операции получен средний прирост дебита нефти 9,4 т/сут, а дополнительная добыча составила 59 тыс. т. На основе полученного опыта планируется широкое распространение перспективной технологии в других регионах нефтедобычи Группы «ЛУКОЙЛ». За счет других методов ПНП (гидродинамических, тепловых, химических, интенсификации добычи нефти) было добыто 9,2 млн т. Анализ результатов применения различных методов ПНП выявил высокую эффективность химических методов в области предотвращения роста обводненности скважин. Так, широкое распространение химических технологий на месторождениях в Западной Сибири позволило в целом снизить темп роста обводненности добываемой продукции с 2,4% в 2006 году до 1,2% в 2007 году. В целом в 2007 году внедрение химических технологий возросло по сравнению с 2006 годом более чем в два раза (с 494 до 1 004 операций), а дополнительная добыча достигла 1,3 млн т. В 2007 году Группа проводила испытание новой технологии по водогазовому воздействию (ВГВ) на нефтегазовую залежь с целью повышения нефтеотдачи пластов с применением бустерной установки. С начала реализации технологии в ноябре 2005 года на Восточно-Перевальном месторождении в Западной Сибири дополнительная добыча нефти за счет применения ВГВ составила 8,3 тыс. т, в том числе в 2007 году 3,1 тыс. т. Начиная с 2008 года планируется распространение технологии на другие объекты нефтедобычи Группы «ЛУКОЙЛ». Высокоэффективным методом ПНП является также бурение боковых (вторых) стволов на существующих скважинах. В 2007 году произошло увеличение объемов работ по бурению вторых стволов скважин. В эксплуатацию введено 188 боковых стволов (в 2006 году – 146) со средним приростом дебита 19,2 т/сут. Дополнительная добыча составила 579 тыс. т, что на 17,2% больше, чем в 2006 году. Наибольший www.rogtecmagazine.com

tonnes, or 61.3%) was produced by physical techniques, primarily hydrochloric acid fracturing (hydrofrac).

In the reporting year, pilot production using acid frac technology continued at 12 cis-Ural fields. Thirty-one operations yielded an average oil flow increase of 9.4 tonnes per day (tpd), for a total enhanced recovery of 59,000 tonnes. Based on this experience, this promising technology will be employed widely in LUKoil’s other oil production areas.

Other EOR techniques (hydrodynamic, thermal and chemical methods, and stimulation of oil recovery) have yielded 9.2 million tonnes. The results of various EOR techniques have shown the high effectiveness of chemical methods in limiting water encroachment in wells. For example, the widespread use of chemical technologies at West Siberian fields has reduced the overall growth in water cut from 2.4% in 2006 to 1.2% in 2007.

The use of chemical technologies more than doubled in 2007 over 2006 (from 494 to 1,004 operations), and the enhanced recovery totaled 1.3 million tonnes.

In 2007, LUKoil tested a new water-alternating-gas (WAG) injection technology on an oil/gas reservoir in order to stimulate oil recovery using a booster unit. Since the technology was introduced in 2005 at East Pereval Field in West Siberia, the enhanced oil recovery due to WAG injection has been 8,300 tonnes, including 3,100 tonnes in 2007. The LUKoil Group plans to extend the technology to other oil production sites in 2008.

Another highly effective EOR technique is the sidetrack drilling from existing wells. The sidetrack drilling expanded in 2007, with a total of 188 sidetracks placed in service (vs. 146 in 2006) with an average enhanced flow of 19,200 tpd. Enhanced recovery totaled 579,000 tonnes, up 17.2% from 2006. The greatest increase was at a group of West Siberian fields, where the average flow increase from 47 sidetracked holes totaled 33,400 tpd, which is practically equivalent to the flow from new wells.

Pilot radial drilling continued in 2007. At relatively low cost, the drilling of radial channels from existing wells permits both stimulated recovery and development of hard-to-recover reserves. The LUKoil Group carried out 39 operations with an average oil flow increase of 8,000 tpd.

The enhanced oil recovery produced by this method totaled 21,500 tonnes. LUKoil will use this positive experience of radial drilling in other oil-producing regions.

In addition, the LUKoil Group uses horizontal drilling to increase the efficiency of oil production, raising well productivity 50–100%. In 2007, LUKoil placed 109 new horizontal wells in service, with an average flow of 65,500 tpd.

ROGTEC 55

ДОБЫЧА прирост получен на ряде месторождений в Западной Сибири, где средний прирост дебита по 47 скважинам с пробуренными боковыми стволами составил 33,4 т/сут, что практически соответствует дебиту новых скважин. В 2007 году в Предуралье продолжены опытнопромышленные работы по радиальному бурению. При относительно низких затратах бурение радиальных каналов из существующих скважин позволяет как интенсифицировать добычу, так и вовлекать в разработку трудноизвлекаемые запасы. Произведено 39 операций со средним приростом дебита нефти 8 т/сут. Дополнительная добыча нефти в результате применения метода составила 21,5 тыс. т. Положительный опыт применения технологии радиального бурения будет перенесен в другие нефтедобывающие регионы Группы. Кроме того, для увеличения эффективности добычи нефти применяется бурение горизонтальных скважин, обеспечивающих рост продуктивности скважин в 1,5–2 раза. В 2007 году в эксплуатацию было введено 109 новых горизонтальных скважин, средний дебит которых составил 65,5 т/сут. В 2007 году активно применялись новые технологии бурения и строительства горизонтальных скважин. Так, при строительстве двух горизонтальных скважин

56 ROGTEC

The LUKoil Group made active use of new technologies for when drilling and constructing horizontal wells in 2007.

For example, data obtained from the drilling of two horizontal pilot wells were used to build a model of a pay zone in West Siberia. During drilling of the horizontal leg, a logging system was used to refine the model in real time and select the trajectory to achieve the best porosity and oil saturation.

At the Usa Field in the Komi Republic, the LUKoil Group performed a smart completion of a horizontal well in a Permian-Carboniferous reservoir where heavy oil is being produced. The horizontal leg was broken into four sections, each of which has pressure and temperature sensors and a device for opening/closing the perforation interval, controllable in real time from the surface. This permits each section of the well to be operated separately and formation parameters to be tracked in real time.

At Yarega high-viscosity oil field (Komi Republic), pilot operations to adapt thermogravitational drainage technology using horizontal wells for secondary steam-heat (“huff-n-puff”) development of this field have been underway since late 2005. In the two years the technology has been in use, it has shown steady growth of basic development parameters. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Load Response Bushing Larger, Tougher Threaded Ring Load Response Thrust Washer Thrust Pin Bushing Larger Diameter Main Bearing Increased Friction-pin Diameter

Larger Thrust Face Area

TUFFDUTY

™

www.ReedHycalog.com SM

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 57

ДОБЫЧА

в Западной Сибири по данным, полученным при бурении пилотных стволов, была построена модель продуктивного пласта. При бурении горизонтального участка использовалась система каротажа, позволившая в реальном времени уточнять модель, а также выбирать траекторию в соответствии с лучшими показателями пористости и нефтенасыщенности. На Усинском месторождении в Республике Коми было осуществлено интеллектуальное заканчивание горизонтальной скважины на пермокарбоновой залежи, где ведется добыча тяжелой нефти. Горизонтальный участок разбит на 4 секции, каждая из которых имеет датчики давления, температуры и устройство открытия/закрытия интервала перфорации, управляемое в режиме реального времени с поверхности. Это позволяет раздельно эксплуатировать каждую секцию скважины и оперативно отслеживать параметры пласта. На Ярегском месторождении высоковязкой нефти (Республика Коми) с конца 2005 года проводятся опытно-промышленные работы по адаптации технологии термогравитационного дренирования пласта с помощью горизонтальных скважин для вторичной паротепловой разработки данного месторождения. За 2 года применения технологии наблюдается постоянный рост основных показателей разработки. Так, добыча нефти по опытному участку выросла с 200 т/месяц (январь 2006 года)

58 ROGTEC

Oil production in the pilot production area has risen from 200 tonnes per month in January 2006 to 1000 tonnes per month by early 2008. In 2007, the LUKoil Group developed a program to adapt this technology at a new pilot production area in Yarega Field.

Implementation is scheduled for 2008. In 2007, based on analysis of the pilot operations at Yarega Field, the LUKoil Group developed a Method of Developing High-Viscosity Oil Fields, which proposed options for developing fields like Yarega. The technical solution is currently under expert review at the Russian Patent Agency [Rospatent].

до 1 000 т/месяц к началу 2008 года. В 2007 году разработана программа по адаптации технологии на новых опытных участках Ярегского месторождения. Начало реализации проекта намечено на 2008 год. В 2007 году на основе анализа разработки Ярегского месторождения был создан Способ разработки месторождений высоковязких нефтей, в котором предложены варианты разработки месторождений, аналогичных Ярегскому. В настоящее время техническое решение находится на экспертизе в Роспатенте.

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Новые возможности и решения для химической отрасли.

Dow Oil & Gas – новое международное подразделение компании Dow. Мы поможем Вам в решении стоящих перед Вашим предприятием проблем и представим уникальные возможности, о которых Вы даже не догадывались. Мы уделяем основное внимание решению задач, с которыми сталкиваются наши заказчики, и разрабатываем решения, используя обширную базу химических технологий, знаний в области материаловедения, а также свои продукты, услуги и логистическую сеть. Вы можете положиться на нас – мы поможем Вам повысить эффективность работы, ускорить ее, увеличить объемы производства и улучшить экологические показатели Ваших технологических процессов и качество выпускаемой продукции. Подразделение Dow Oil & Gas, поможет Вам в совершенствовании всех аспектов Вашей деятельности в области разведки и добычи нефти и газа, нефте- и газопереработки, транспортировки нефтепродуктов и разработки новой продукции. Россия: +7 495 663 7820 страны Северной Америки: 1-800-447-4369 страны Европы: +800 3 694 6367 страны Латинской Америки: (+55) 11-5188-9222 страны АТР: +852 2879 7260 www.dowoilandgas.com

*TM Торговая марка компании Dow Chemical (Dow) или ее аффилированных компаний.

Dow Chemical Ad No. OG-08-102 Full Page, Four Color Process Trim Size 205mm X 275mm Bleed Size 211mm X 281mm ROGTEC Alexander Marketing Services, Inc.

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Алистер Фергюсон Заместитель исполнительного директора компании ТНК-BP по развитию новых проектов по добыче и реализации газа

Введение настоящее время отказ от сложившейся порочной практики сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ) на факелах признан одной из наиболее актуальных проблем российской нефтедобывающей отрасли. В экономическом и социальном плане такая практика ведет к ухудшению состояния окружающей среды и разбазариванию ценных ресурсов. Специалисты компании ТНК-BP уверены, что эта проблема будет решаться в России, и, более того, ее решение откроет новые перспективы перед всеми заинтересованными сторонами. Основой для успеха станет сочетание целенаправленных капиталовложений и коммерческой деятельности предприятий отрасли (компания ТНК-BP является лидером на этом направлении) и поддержки государства за счет создания сбалансированной

B

60 ROGTEC

Alastair Ferguson Deputy Executive Director, Gas Business Development, TNK-BP

Introduction t is well understood by now that one of the key challenges facing the Russian oil industry today is reversing the negative historical legacy of the practice of flaring of associated petroleum gas (APG). Economic and social repercussions of this problem have included environmental damage and valuable resource waste. TNK-BP believes that in Russia this challenge is not only going to be addressed, but can be turned into an opportunity for all stakeholders. The key here will be cooperation between focused investment and commercial activity on the part of the industry (TNK-BP is a leader in this regard) and support from the State in the form of a balanced regulatory framework.

This framework should be based on international best practice combined with measures designed to address issues unique to the Russian energy sector.

I

www.rogtecmagazine.com

DRILLING & PRODUCTION нормативной базы. Такая нормативная база должна основываться на объединении передового международного опыта с мерами, учитывающими специфику российского топливно-энергетического сектора. Отказ от сложившейся порочной практики Согласно официальным статистическим данным, в настоящее время объем попутного нефтяного газа, сжигаемого в России на факелах, составляет 14 млрд. куб. м в год, в то время как неофициальные источники указывают гораздо большие объемы. Такая неблагоприятная ситуация в значительной степени обусловлена особенностями исторического развития отрасли. В целом низкая приоритетность задач использования попутного газа отражает традицию, сложившуюся в отрасли в советский период. Неудовлетворительное положение дел в области сбора газа и газоперерабатывающих мощностей в известной степени обусловлено именно этим обстоятельством. В начале 1990-х годов общая эффективность полезного использования попутного нефтяного газа незначительно превышала показатели сегодняшнего дня (см. рис. 1).

Reversing A Negative Historical Legacy According to official statistics, today around 14 bcma of associated gas are flared in Russia, while various unofficial sources make much higher estimates. This unfortunate situation is in considerable part a product of history.

The oil industry inherited from the Soviet Union was one that reflected an overall low level of priority given to associated gas in general. The poor state of gas gathering and processing assets today is, to a degree, a reflection of this fact. In the early 1990s the overall APG utilization levels were not much higher than what they are today (See Figure 1).

Politically and economically turbulent 1990s did not help improve the situation. The seismic transformations in the sector kept both managers and state officials largely preoccupied with more pressing matters. Besides, the overall business climate (especially low gas prices and reduced gas demand) was not favorable to associated gas projects.

However, over the past decade the tide has gradually begun to turn and a number of important transformations have emerged including:

Политическая и экономическая нестабильность 90-х также не способствовала решению проблемы. Переживаемые отраслью потрясения заставляли как руководителей предприятий, так и специалистов государственных ведомств уделять основное внимание более насущным проблемам. Кроме того, общая конъюнктура рынка (в особенности низкие цены на газ и снижение спроса на газ) также не способствовали реализации проектов, связанных с переработкой и использованием попутного газа.

» More stable investment climate leading to more long-term planning in the industry » Robust economic growth and accompanying increase in demand for natural gas » Decrease in non-payments and increases in regulated gas prices » Increasing environmental awareness on the part of the public, industry and State (e.g. Russia’s ratification of the Kyoto Protocol) » Strengthening regulatory institutions

Однако в последнее десятилетие ситуация постепенно стала меняться, и наметились важные новые тенденции:

The result is that today conditions are in place to reverse the negative historical legacy of APG flaring in Russia.

The Russian oil companies are working hard to increase the efficiency of their resource use and first and foremost on increasing their APG utilization levels. In this critically important effort TNK-BP is making giant strides.

» Стабилизация инвестиционного климата, ведущая к увеличению горизонта планирования в отрасли; » Экономический рост, сопровождающийся ростом спроса на природный газ; » Сокращение объемов неплатежей и повышение регулируемых государством цен на газ; » Осознание экологических проблем общественностью, представителями отрасли и государством (например, ратификация Россией Киотского протокола); » Укрепление позиций регулирующих органов. В результате в настоящее время складываются условия для отказа от сложившейся в России www.rogtecmagazine.com

TNK-BP Associated Gas Utilization Program TNK-BP’s commitment is best expressed by our $1.2 bln investment program which aims over the next 4 years to achieve a 95% utilization rate across the company (see Figure 2). In recent years TNK-BP has substantially grown production of oil and APG. However, APG resource addition rate is higher than production growth rate because fields with a higher gas content are being put into production. APG resources will continue to grow even if production remains flat across the company.

ROGTEC 61

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

70 60 50 40 30 20 10

Используемый объем (объем добычи) Amount Utilized (amount produced)

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

0

Сжигаемый на факелах объем (неиспользуемый) Amount Flared (not utilized)

Рис. 1: Объемы добычи попутного нефтяного газа и его сжигания на факелах в России за 1990-2007 гг. (млрд. куб. м/год) Figure 1: Associated Gas Production and Flaring in Russia 1990-2007 (bcma) Source: Info TEK; CERA Источники: ИнфоТЭК; Кембриджская ассоциация энергетических исследований (CERA)

14

млрд. куб. м/год - bcma

12

88% 86%

88%

95% 90%

85% 85%

84% 79%

84%

77%

80% 76%

10

Использование Utilization

8

75%

80%

76%

73%

84%

73%

76%

100% 90% 80% 70% 60%

59%

Сжигание на факеле Flaring

Forecast

40% 30%

4

Попутный газ Associated Gas

2

Плановая доля использования – 95% Planned utiliation - 95%

69%

50% 6

Доля использования в 2007 г. – 69% Utilization level for 2007 - 69%

Прогноз

0

20% 10% 0%

* Без учета Уватского и Верхнечонского месторождений и Нижневартовской ГРЭС * Excluding Uvat, Verkhnechonskoye and Nizhnevartovsk GRES

Потенциальный объем продаж (2007 – 2020): около 140 млрд. куб. м Potential dry gas sales (2007-2020) : ca. 140 bcm Прирост объема продаж по сравнению с 2006 г. (2007-2020): около 25 млрд. куб. м Incremental dry gas sales vs. 2006 level (2007-2020): ca. 25 bcm Капиталовложения (2007 – 2012): 1,2 млрд. дол. США* CAPEX (2007-2012): US $1.2 bn*

Рис. 2: Программа добычи и использования попутного нефтяного газа компании ТНК-BP Figure 2: TNK-BP Associated Gas Production and Utilization Program

62 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

порочной практики сжигания попутного нефтяного газа на факелах. Российские нефтегазовые компании прилагают большие усилия для повышения эффективности использования своих ресурсов и, прежде всего, для повышения уровня использования попутного нефтяного газа. Компания ТНК-BP уже добилась заметного прогресса на этом ключевом направлении. Программа использования попутного нефтяного газа компании ТНК-BP Наиболее очевидным свидетельством серьезных намерений компании ТНК-BP является тот факт, что она приступила к осуществлению программы капиталовложений в размере 1,2 млрд. долл., задачей которой является повышение доли использования попутного нефтяного газа в ближайшие четыре года до 95% (см. рис. 2). В последние годы компания ТНК-BP значительно увеличила объемы добычи нефти и попутного нефтяного газа. Тем не менее, темпы прироста запасов попутного нефтяного газа превышают темпы прироста добычи в связи с вводом в эксплуатацию месторождений с более высоким содержанием газа. Причем опережающие темпы прироста запасов попутного нефтяного газа сохранятся даже в случае сохранения объемов добычи по компании в целом на существующем уровне. Для решения обозначенной проблемы компания приступила к реализации ряда крупных проектов. К числу основных направлений работы по программе использования попутного нефтяного газа относятся: » Строительство и расширение внутрипромысловых газосборных сетей; » Расширение сети местных газопроводов внешнего транспорта; » Расширение газоперерабатывающих мощностей (СП с участием компании «СИБУР Холдинг» в Нижневартовске и реконструкция Зайкинского ГПЗ в Оренбургской области); » Строительство третьего блока Нижневартовской ГРЭС совместно с ОГК-1; » Строительство газовых электростанций, работающих на попутном нефтяном газе.

Drilling Rigs with a difference...

MADE IN CHINA – BUILT BY AMERICANS! State-of-the-art design API / ISO certified Lower cost Shorter lead times Expatriate factory floor quality control Strict testing criteria Dependable post sales support

Компания ТНК-BP придает особое значение сотрудничеству с компанией «Сибур» и ОГК-1, являющееся ярким примером проектов нового поколения, нацеленных на использование попутного нефтяного газа, которые предопределяют будущее направления поисков альтернатив сжиганию на факеле. В 2006 г. компании ТНК-BP и «СИБУР Холдинг» создали совместное предприятие «Юграгазпереработка» по переработке попутного www.rogtecmagazine.com

Emporium, 1102 Chang Xin Building, 39 An Ding Road, Chao Yang District, Beijing, P.R. China, 100029 sales@emporiumltd.net www.emporiumltd.net

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА нефтяного газа с месторождений компании ТНК-BP и других предприятий в Нижневартовской области. К концу первого квартала 2008 г. - за первый год своей работы - СП переработало 6,981 млрд. куб. м попутного нефтяного газа, отгрузив 5,875 млрд. куб. м товарного сухого отбензиненного газа в единую систему газопроводов ОАО «Газпром», помимо 2,052 млн. т товарных сжиженных углеводородных газов. Товарный газ подается на Нижневартовскую ГРЭС и в систему газоснабжения Нижневартовска и отгружается большому числу потребителей по газопроводу «Парабель-Кузбасс». СП с участием компании «СИБУР» позволило компании ТНК-BP приступить к капиталовложениям в газоперерабатывающие мощности. В мае 2007 г. совет директоров ООО «Юграгазпереработка» одобрил проект восстановления маслоабсорбционной установки №3 Нижневартовского ГПЗ. Реализация проекта приведет к увеличению потребления попутного газа на 700 млн. куб. м в год, а затем еще на 800 млн. куб. м в год после ввода в действие дополнительных перерабатывающих мощностей. Кроме того, существует еще ряд планов по развитию газоперерабатывающего комплекса в Нижневартовске до 2010 г. В июне 2007 г. совет директоров компании ТНК-BP одобрил участие компании в совместном инвестиционном проекте по строительству новой парогазовой установки комбинированного цикла мощностью 800 МВт на Нижневартовской ГРЭС. В рамках совместного проекта предусмотрена эксплуатация двух существующих энергоблоков общей мощностью 1600 МВт и строительство третьего энергоблока. Новый энергоблок будет работать на сухом газе, поставляемом компанией ТНК-BP по договору сроком на 15 лет. В настоящее время компания ТНК-BP поставляет 3 млрд. куб. м газа в год на существующие энергоблоки Нижневартовской ГРЭС. Новому энергоблоку потребуется еще 1,2 млрд. куб. м газа в год. Компания ТНК-BP станет потребителем вырабатываемой третьим энергоблоком электроэнергии в количестве около 6 млрд. кВт в год на основании договора сроком на 15 лет. Оба этих СП представляют решения местного уровня и позволяют решить несколько стратегических задач: » Достижение целевого уровня использования попутного газа 95%; » Вовлечение в коммерческий оборот имеющихся запасов попутного газа; » Создание дополнительных источников газоснабжения и электроснабжения для потребителей в регионе.

64 ROGTEC

To solve this problem the company has launched several large projects. Main activities under APG utilization program include: » Construction and expansion of infield APG gathering systems. » Expansion of interfield gas transportation systems. » Expansion of gas processing capacity (JV with SIBUR Holding in Nizhnevartovsk and expansion of the Zaikinsky Gas Processing Plant in the Orenburg Region). » Project to build the 3rd block of the Nizhnevartovsk Power Plant in the JV with OGK-1. » Construction of power plants using APG as feedstock.

TNK-BP especially values its activities within JVs with Sibur and OGK-1 and sees them as two tangible examples of the new type of APG utilization projects which signal a way for future solutions to the flaring problem.

In 2006, TNK-BP and SIBUR Holding created a joint venture Yugragazpererabotka to process APG produced

by TNK-BP and other companies in the Nizhnevartovsk Region. By end of 1Q 2008, a year after it commenced operations, the JV processed 6.981 billion cubic meters of APG, supplied 5.875 billion cubic meters of dry lean gas to Gazprom’s Unified Gas Supply System (UGSS), and produced 2.052 million tons of natural gas liquids products.

Dry stripped gas is supplied to the Nizhnevartovsk Power Plant, the city of Nizhnevartovsk and transported to a large number of consumers through the Parabel-Kuzbass gas transportation system.

JV with SIBUR allowed TNK-BP to start investments for expansion of our gas processing capacity. In May 2007 the Board of Directors of Yugragazpererabotka approved the project to restore the lubricants absorption unit no. 3 at the Nizhnevartovsk Gas Processing Plant. This will increase initial APG intake by 700 million cubic meters annually, and by another 800 million cubic meters per year after additional processing capacity has been put in place. There are other plans to develop this gas processing complex by 2010.

In June 2007 The Board of Directors of TNK-BP approved the company’s participation in a joint investment project for construction of a new steam-gas combined-cycle unit with capacity of 800 MW at the Nizhnevartovsk Power Plant.

The JV will include two existing units of the Nizhnevartovsk Power Plant with combined capacity of 1,600 MW, and will build the third generating unit.

The new power-generating unit will use dry gas supplied

by TNK-BP under a 15-year contract. Currently, TNK-BP supplies 3 billion cubic meters of gas a year to the two existing units of the Nizhnevartovsk Power Plant. The new www.rogtecmagazine.com

64 4]TaVh

Ð ÇŴǽÁ ´ÍÈ Ò¹ŷ½Ó ÌÇõРÆÒ¿ÃÂÃÁ½ÇÑ ´ÍÈ Ä¹Å¶ÈÓ Ã̹Ź¸Ñ Ò¿ÃÂÃÁ½Ì¹Æ¿´Ô ÒÉɹ¿Ç½¶ÂÃÆÇÑ Ã ¿ ÇÃÁÈ »¹ ½ ¼´Î½Ç´ ÿÅÈ»´Óι¾ ÆŹ¸Ð ÄÃÁÃÎÑÓ ·´¼Ã¶ÐÊ ¸¶½·´Ç¹À¹¾ ,GPDCEJGT )' ÄŹõŴ¼È¹Ç ÄÃÄÈÇÂо ¹ÉÇÔÂþ ·´¼ Ô¶ÀÔÓν¾ÆÔ Ë¹ÂÂÐÁ ÄŽÅøÂÐÁ ŹÆÈÅÆÃÁ ¶ Ò¹ŷ½Ó ´¿½Á õŴ¼ÃÁ µÀ´·Ã¸´ÅÔ ÄÃÀÈÌ¹Â½Ó ÒÀ¹¿ÇŽ̹ÆǶ´ ½ ǹÄÀ´ ´ Á¹Æǹ Ò¿ÆÄÀȴǴ˽½ ÒÇà ÄŹ¸ÆÇ´¶ÀÔ¹Ç Æõþ ¼´Á¹Ì´Ç¹ÀÑÂÈÓ ¶Ã¼ÁûÂÃÆÇÑ ÆÒ¿ÃÂÃÁ½ÇÑ ¼´ÇÅ´ÇР´ ¸ÃÆÇ´¶¿È ¸½¼¹ÀÑÂֈ ÇÃÄÀ½¶´ ¶ ȸ´ÀºÂÂй Á¹ÆÇÂÃÆǽ ÅÃÁ¹ Çֈ ÒÇà ԶÀÔ¹ÇÆÔ ÃÇÀ½ÌÂÐÁ ÆÄÃÆõÃÁ ƽ»¹Â½Ô ¶ÐµÃÅÃÆö È·À¹¿½ÆÀֈ ·´¼´ ¿ÃÇÃÅй µÐÀ½ µÐ ½Â´Ì¹ Ź¼ÈÀÑÇ´ÇÃÁ ½ÆÄÃÀѼö´Â½Ô ¸½¼¹ÀÑÂֈ ÇÃÄÀ½¶´ ÃÀ¹¹ ÄøÅõÂÈÓ ½ÂÉÃÅÁ´Ë½Ó Ã Â´Í½Ê È½¶¹ÅÆ´ÀÑÂÐÊ ¸¶½·´Ç¹ÀÔÊ Ð Â´¾¸ºÇ¹ ´ ÆÇŴ½˹ YYY IGLGPDCEJGT EQO

64 4]TaVh 9T]QPRWTa VPb T]VX]Tb 0dbcaXP 7TPS`dPacTab %! 9T]QPRW C #" $!## % 5 #" $!## % $!& YT]QPRWTa adbbXP/VT R^\

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА Роль государства: сбалансированная нормативная база В то время как отрасль приступает к реализации планов по повышению эффективности полезного использования попутного газа, государственные органы занимаются разработкой комплексной системы усовершенствования нормативной базы, регулирующей его использование. Мы считаем, что решения, вырабатываемые по мере расширения обмена мнениями между государственными органами и предприятиями отрасли, должны отражать передовой опыт таких зарубежных стран как Великобритания, Канада, Нидерланды и Норвегия, где проблемы использования попутного нефтяного газа были успешно решены. Наш анализ международного опыта использования попутного нефтяного газа позволяет сделать следующие общие выводы. » Простых и быстрых решений не существует. Проблему сжигания газа на факеле невозможно решить путем административных мер, ориентируясь на быстрые и простые решения. Как видно из рис. 3, Великобритании для достижения высокого уровня использования попутного нефтяного газа потребовалось более 10 лет. Создание обстановки для выработки решений, приносящих экономическую выгоду в долгосрочной перспективе, является наиболее мощным стимулом для повышения эффективности использования попутного нефтяного газа и практически гарантирует успех. » Необходимость гибкого подхода со стороны регулирующих органов. Единого решения для всех нефтяных месторождений не существует. В некоторых случаях создание благоприятной ситуации для разработки новых месторождений возможно только в том случае, если применимые требования учитывают их специфику, включая техническую сложность проекта и особенности месторождения. К числу требующих учета показателей относятся содержание попутного газа, размеры месторождения и его удаленность от трубопроводных систем (что является особенно важным фактором при освоении новых месторождений в Восточной Сибири). Выработка учитывающих специфику проекта решений на основе обсуждения ситуации уполномоченными органами и разрабатывающими запасы компаниями имеет, как показывает опыт, ключевое значение для успешной организации использования попутного нефтяного газа.

power-generating unit will consume another 1.2 billion cubic meters of gas a year. TNK-BP will purchase power generated by the third power-generating unit in the amount of approximately 6 billion kilowatt a year under a 15-year contract. Both JVs represent local solutions and achieve a number of strategic goals: » achieve 95% utilization target » monetize available associated gas resources » provide additional gas and electricity supply for regional needs The Role of the State: A Balanced Regulatory Framework Just as industry is moving forward with its plans for APG utilization, the government is in the midst of putting together a comprehensive program to assure better regulation of associated gas utilization. We believe that the measures developed in a growing dialogue between the State and industry should reflect international experience and best practice from such countries as UK, Canada, Netherlands and Noreway, which successfully dealt with their APG utilization problems. Our review of the international experience in APG utilization yields the following broad lessons: » No quick fixes. There are no short-term administrative solutions and no quick fix to the flaring problem. As can be seen in Figure 3 it took more than a decade to reach high levels of APG utilization in the UK. Creating the right environment to deliver economically viable solutions in the long-run is the best incentive for APG utilization with almost guaranteed success.

Рис. 3: Доля полезного использования попутного газа в Великобритании (1980 -2005 гг.)

Figure 3: Utilization rate in the UK (1980 -2005) Source: World Bank Источник: Всемирный банк

» Стимулирование спроса – ключ к успеху. Международный опыт свидетельствует о том, что конъюнктура рынка природного газа в стране является наиболее существенным стимулом для повышения эффективности использования попутного нефтяного

66 ROGTEC

» Need for flexibility of regulatory approach. There are no generic solutions for all types of oil fields. For some green field projects favorable environment is effective only in conjunction with tailor-made regulation taking into www.rogtecmagazine.com

Новая формула успеха: Пришел. Выполнил работу. Добился отличного результата! Надежное силовое оборудование для самых различных условий работы. При выполнении работ по восстановлению скважин простои недопустимы. В то же время, большинство переменных, влияющих на условия работы, находятся вне Вашего контроля. Применяя специализированные двигатели и трансмиссии фирмы Катерпиллер Вы сможете взять ситуацию под контроль. Наличие современных электронных узлов, быстрого ускорения, возможность длительной непрерывной работы при максимальной нагрузке и другие конструктивные особенности и преимущества обеспечивают непревзойденную надежность и эффективность при выполнении операций по восстановлению скважин. Любые операции, включая приготовление и закачку смеси при ГРП, цементирование, кислотная обработка, ловильные и другие работы по восстановлению скважин, благодаря оборудованию Катерпиллер будут выполняться максимально быстро и качественно. Компания Катерпиллер придает технической поддержке не меньшее значение, чем внедрению передовых разработок и совершенствованию нашей продукции. Поэтому мы всегда готовы помочь Вам в решении возникающих проблем.

Дополнительную информацию о том, как специализированное оборудование Катерпиллер поможет Вам эффективно восстанавливать скважины можно получить, связавшись с диллером Caterpillar в Вашем регионе или посетив вэб-сайт www.cat-oilandgas.com

Газовые двигатели в диапазоне эффективной мощности: от 71 кВт (95 л.с.) до 6100 кВт (8180 л.с.)

TH55 Transmission

3512 FRAC Engine

Дизельные двигатели в диапазоне эффективной мощности: от 31 кВт (41,6 л.с.) до 16 000 кВт (21 760 л.с.)

Caterpillar Global Petroleum 13105 Northwest Freeway, Suite 1100 Houston, Texas 77040-6321 Phone: 713-329-2207 Fax: 713-895-4280

©2008 Caterpillar. All Rights Reserved. CAT, CATERPILLAR, their respective logos, “Caterpillar Yellow” and the POWER EDGE trade dress, as well as corporate and product identity used herein, are trademarks of Caterpillar and may not be used without permission.

Power Train for Well Service

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА газа. Общее повышение спроса на газ и наличие каналов сбыта имеет решающее значение для вовлечения попутного нефтяного газа в хозяйственный оборот. Например, в канадской провинции Альберта (см. рис. 4) рост использования попутного нефтяного газа был непосредственно связан с модернизацией системы трубопроводов и созданием независимой компании-оператора, обеспечившей доступ и тарифы для всех производителей на равных условиях. Исходя из накопленного международного опыта, мы считаем необходимым взвешенный подход к корректировке общих нормативных требований к использованию попутного газа, техническим характеристикам учетных узлов и повышению размеров штрафов и сборов за сжигание газа на факелах (см. рис. 5). Чрезмерность и злоупотребление карательными мерами может привести к экономической нецелесообразности разработки запасов нефти в условиях высокой себестоимости добычи, что чревато еще более серьезными проблемами, такими как: » прекращение добычи на разрабатываемых месторождениях; » сокращение налоговой базы; » отсутствие стабильности, необходимой для реализации сложных проектов. По нашему мнению, для успешной реформы нормативной базы необходимо соблюдение баланса карательных мер и экономических стимулов. Наиболее важные факторы экономического стимулирования перечислены ниже: » Рыночное ценообразование. Устанавливаемые государственными органами низкие цены на газ в России стали одним из ключевых факторов, препятствующих инвестициям в проекты использования попутного нефтяного газа. Либерализация цен на попутный нефтяной газ в начале 2008 г. сыграла положительную роль в этом отношении. Тем не менее, экономические показатели проектов, связанных с использованием попутного нефтяного газа, главным образом зависят от уровня цен на сухой товарный газ. В связи с этим сохранение уровня цен, предусмотренного правительством как итог либерализации цен на газ в ноябре 2006 г., имеет критическое значение для инвесторов, вкладывающих средства в проекты по использованию попутного нефтяного газа. » Гарантии доступа к инфраструктуре и потребителям. Одним из важнейших факторов риска для осуществляемых в настоящее время проектов по использованию попутного газа является отсутствие

68 ROGTEC

consideration specific technical complexities and individual characteristics of oil fields. These can include gas content, size of the field and distance to the nearest pipeline network (this is especially critical for Russian green field projects in Eastern Siberia). Tailor made solutions developed in a transparent dialogue between regulator and resource holder have been critical to the APG utilization success stories. » “Demand-side measures” are key. International experience has shown that the most important driver for APG utilization is the state of the natural gas market in the country. Overall increase in gas demand and access to gas market have been key stimuli for APG utilization. For example, in Alberta (see Figure 4) APG utilization growth was directly linked to the upgrade of the existing pipeline network and creation of an independent network operator that ensured fair access and prices for all producers of APG. Given the accumulated international experience we believe that caution needs to be exercised when it comes to adjusting overall utilization standards, metering equipment requirements and increases in fines or taxes for flaring (see Figure 5). Over-reliance on and misuse of punitive measures can undermine basic economics of high-cost oil production that can cause even greater problems such as: » disruption of existing oil production » reduction of available tax base » unstable environment for complex projects.

12,0%

250,000

10,0%

200,000

8,0% 150,000 6,0% 100,000

4,0%

50,000

2,0%

0 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004

0,0%

Протяженность газопроводов (км) Natural gas pipeline length (Km) Сжигание на факелах и отвод на свечи (% общего объема попутного газа) Flaring and venting (% of AG)

Рис. 4: Инвестиции в инфраструктуру и использование попутного газа в провинции Альберта (Канада) (1990-2005 гг.)

Figure 4: Infrastructure Investment and Utilization in Alberta, Canada (1990-2005) Source: EUB Источник: Совет по энергетике провинции Альберта

www.rogtecmagazine.com

Турбины SOLAR должны работать. И они будут работать.

CNPC дала спецификации.

CNPC set the demands.

Outokumpu поставила Outokumpu delivered the pipes. соответствующие им трубы. Сварные из нержавеющей стали были Welded,высокопрочные high-strength трубы stainless steel pipes transport natural использованы при строительстве газопровода длиной gas more than 4000 km from fields in the Tarimсвыше basin in 4000 км с месторождения Тарим на северо-западе Китая до более northwestern China to the more populated eastern parts of густонаселенных восточных районов страны.

the country.

Руководившая проектом строительства газопровода Китайская (CNPC ) весьма скрупулезно национальная нефтянаяChina корпорация Pipeline constructor National Petroleum Company отбирала и предъявляла требования к качеству (CNPC)поставщиков was stringent in its choiceвысокие of suppliers and materials. и надежности материалов. После тщательного изучения продукции After extensive supplier evaluation and product testing, it поставщика и проведенных испытаний изделий, CNPC заключила awardedсOutokumpu Stainless Tubular Products a contract контракт Outokumpu Stainless Tubular Products на поставку свышеfor 2500 moreдвухслойных than 2500 tonnes of duplex stainless (2205) pipes for (2205 ) для конечного тонн труб из нержавеющей сталиsteel участка трубопровода газового месторождения the upstream sectionс of the pipeline from theКела-2.

Kela-2 gas field.

Турбины Solar для нефтегазовой отрасли

www.rcb2.se

Outokumpu is an international stainless steel

Outokumpu – международная компания по производству and technology company. Our vision is to be трубных изделий из нержавеющей стали. Наша цель theбезусловным undisputed number one inвstainless, with нержавеющих – стать лидером технологии success on operational Customersповышая сталей. Мыbased стремимся к этойexcellence. цели, постоянно in a wide range of industries use our metal качество нашей продукции. Заказчики в самых разных products, services мира worldwide. отраслях и в technologies различныхand регионах используют нашу продукцию, технологии и услуги. помогаем We are dedicated to helping ourМы customers gain нашим заказчикам повысить эффективность их работы. Компания competitive advantage.

Outokumpu Stainless Outokumpu и продает сварные Tubularизготавливает Products manufactures and sells welded трубные изделия и соединительную нержавеющей стали. stainless steel tubes, pipes,арматуру fittings andизflanges.

Важными факторами для CNPC были качество и сроки поставки.

Pipe quality and delivery performance wereтруб crucial to CNPC. Outokumpu доказала, что сможет удовлетворить обоим требованиям. И Outokumpu met both requirements. That sealed the deal! наш заказчик остался доволен!

www.outokumpu.com Трубные изделия из нержавеющей стали компании Outokumpu Outokumpu Stainless Tubular Products Tel:+46 +46226 226 810 810 00 Tel:

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА гарантий возможности подачи в магистральную трубопроводную систему основного продукта переработки попутного нефтяного газа (т. е. сухого газа). Пересмотр действующих правил с присвоением приоритетного статуса подачи в магистральные трубопроводы сухого газа внесет весомый вклад в

In our view the key message to the regulatory reformers should be that successful regulation has to be a balance: punitive measures need to be balanced by economic incentives. The most important economic incentives are:

Выгоды - Benefits

Риски - Risks Недостаток прозрачной системы анализа специфических технико-экономических показателей отдельных месторождений

Заданная доля использования Возможны при условии реалистического попутного нефтяного газа подхода к введению в действие и учету (85-95% к 2012 г.) экономических показателей APG Utilization Targets

Achievable but must be realistic in terms of enactment and related to economic factors

Lack of transparent analysis of individual economic/technical factors of the oil fields

Штрафы и сборы за сжигание на факеле

Обоснованные с экономической точки зрения штрафы и сборы, при условии прозрачности их применения, оказывают определенное влияние на принятие хозяйственных решений

Необоснованные с экономической точки зрения штрафы и сборы могут привести к прекращению добычи нефти, сокращению налоговой базы и отказу от разработки месторождений в ситуациях, требующих решения сложных технико-экономических задач

Fine/tax on flaring

Economically justified fine/tax applied in a transparent way influences decision-making to some extent

Economically unjustified fine/tax may result in shut down of oil production, reduce tax base and be prohibitive for fields with economic/technical problems

Требования к учету

Повышается точность учета объемов добычи и выбросов

В отсутствие четких правил в отношении методов учета и технических характеристик приборов, а также реалистичного графика внедрения может привести к прекращению добычи

Metering requirements

Allows for more exact account of the valuable resource production and emissions

Without clear rules on methodology/measuring equipment and realistic timetable this can disrupt production

Рис. 5: Административные и карательные меры, имеющиеся в распоряжении государственных органов Figure 5: Administrative/punitive Measures at the Disposal of the Government

создание стимулов для повышения эффективности использования попутного газа. » Полное использование механизма совместного осуществления (ПСО) в области использования попутного газа. Механизмы совместного осуществления предусматривают возможность торговли квотами на выбросы CO2 для соответствующих требованиям инвестиционных проектов. ПСО позволяет перевести ряд убыточных проектов в категорию экономически выгодных, что облегчит и ускорит принятие компаниями решений об инвестировании средств. Алистер Фергюсон Заместитель исполнительного директора компании ТНК-BP по развитию новых проектов по добыче и реализации газа Alastair Ferguson Deputy Executive Director, Gas Business Development, TNK-BP

70 ROGTEC

» Market pricing. Low regulated gas prices in Russia have been one of the key disensentives to investing in APG utilization projects. Liberalization of APG prices in early 2008 was a positive step. However, the economics of APG utilization projects are primarily driven by dry gas prices. In this regard, sticking to the targets of gas price liberalization set by the government in November 2006 is critically important for investors in APG projects. » Guaranteed access to infrastructure and markets. One of the key risks faced by associated gas projects today is lack of guarantee that the key product of AG processing (namely dry gas) will actually receive access to main gas pipelines. An adjustment to existing regulation that will prioritize access for dry gas will go a long way to stimulate associated gas utilization. » Full use of the Joint Implementation (JI) mechanism for AG projects. JI mechanism allows selling of CO2 quota limits created by the dedicated investments. JI implementation allows to upgrade many non-economic projects to positive economic levels and makes company decisions to invest easier and faster.

www.rogtecmagazine.com

газоанализаторы

Honeywell Analytics - специалисты по газоанализаторам Портативные газоанализаторы Широкий ассортимент надежных газоанализаторов, обеспечивающих безопасность и своевременное выявление угрозы при производстве работ в замкнутых пространствах и в полевых условиях. Стационарные газоанализаторы Стационарные газоанализаторы для широкого диапазона условий применения для разных отраслей: от высокоточных сложных систем до недорогих моделей, отвечающих установленным нормативным требованиям. Газоанализаторы токсичных газов Высокочувствительные устройства с гибкими возможностями настройки для обнаружения самых разнообразных токсичных газов, включая редкие газы. Бытовые газоанализаторы Угарный газ, источником которого может стать неисправность любой бытовой техники, где происходит сгорание топлива, может привести к летальному исходу в течение нескольких минут или часов. Уникальные технические характеристики наших газосигнализаторов угарного газа – гарантия безопасности вашей семьи и дома. Технические услуги Широкий спектр дополнительных услуг, обеспечивающих максимальную работоспособность поставляемого оборудования, от калибровки и технического обслуживания до комплексного технического сопровождения.

www.rogtecmagazine.com

Специалисты по газоанализаторам Бесплатный телефон 00800 333 222 44, сайт www.honeywellanalytics.com © 2008 Honeywell International Inc. ROGTEC

71

ЭКОЛОГИЯ

ВОПРОС ПЕРВОСТЕПЕННОЙ ВАЖНОСТИ Одним из приоритетов деятельности СПД является забота об окружающей среде

A MATTER OF PRIMARY CONCERN Taking care of the environment continues to be SPD’s priority

K

S

Общая цель СПД – одно из самых динамично развивающихся предприятий в нефтедобывающем секторе Западной Сибири. Уже через три года после начала работ по освоению Салымских месторождений, компания

Common Goal SPD is one of the most dynamically developing companies in the oil and gas sector of West Siberia. Today, only three years after it started developing the Salym fields, it has reached production of over a million tons per year. Now that the main construction activity has been completed and production is growing, Salym Petroleum has entered a new operational phase in its development. At this

омпания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) ведет доразведку и разработку Салымской группы нефтяных месторождений. По мере расширения масштабов нефтепромысловых работ и увеличения объемов добычи нефти возрастает и потенциальная угроза отрицательного воздействия на окружающую природную среду. Поэтому одним из основополагающих принципов деятельности СПД является охрана окружающей среды.

72 ROGTEC

alym Petroleum Development (SPD) explores and develops the Salym group of oil fields in West Siberia.

As its production grows, so do the potential threats that it may cause to the environment. Therefore, protecting the environment is one of the main principles underlying the operations of SPD.

www.rogtecmagazine.com

ENVIRONMENT вошла в число российских нефтяных компаний с объемом годовой добычи более миллиона тонн. Сейчас, когда обустройство месторождений завершено, и объем нефтедобычи растет, «Салым Петролеум» успешно перешла к этапу эксплуатации. На этом этапе СПД поставила перед собой амбициозную цель, суть которой выражена в новом девизе: «Лучшая команда – лучшая нефтедобывающая компания». Быть в числе лучших нефтедобывающих компаний значит не только добывать миллионы тонн нефти, но и делать это безопасно. СПД поставила перед собой задачу работать, не причиняя ущерба людям и окружающей среде. Кратко она сформулирована в виде девиза «Цель – ноль». «Чтобы выполнить задачу «Цель-ноль» необходимо изменение менталитета людей и их отношения к охране здоровья, труда и окружающей среды в нашей повседневной работе», – считает Роберт Смит, руководитель службы охраны труда и промышленной безопасности СПД. «Цель – ноль» – не одноразовая кампания. Речь идет о том, чтобы бережный подход к окружающей среде стал нормой, постоянным показателем деятельности компании. Добиться такого «нулевого» показателя непросто. Но для решения этой задачи в СПД есть все основные исходные предпосылки. «В нашей компании разработана система безопасности труда, охраны здоровья, охраны окружающей среды. Она включает в себя применение передовых технологий, которые зарекомендовали себя с лучшей стороны в области охраны окружающей среды и безопасности труда», – рассказывает Елена Компасенко, директор отдела охраны здоровья, труда и окружающей среды. Все экологические программы и проекты компании формируются на основании требований российского природоохранного законодательства и экологических стандартов концерна «Шелл». Крупнейший природоохранный проект СПД – строительство и запуск на Западно-Салымском месторождении газотурбинной электростанции (ГТЭС) мощностью 45 Мвт и стоимостью 1,2 млрд. рублей. Данный объект позволяет решить вопрос утилизации попутного нефтяного газа, используя его как топливо для выработки электроэнергии. На электростанции установлены три газовых турбины «Солар», которые соответствуют российским и международным нормам по выбросам вредных веществ. ГТЭС дает возможность существенно уменьшить потребление электроэнергии из сетей «Тюменьэнерго», за счет чего увеличивается энергоэффективность производства и достигается сокращение выбросов углекислого газа в атмосферу. www.rogtecmagazine.com

stage SPD has set new and ambitious goals, which are expressed in the new slogan: Best Team, Best Operator.

Being the best operator means more than just extracting millions of tons of oil from the ground, but doing it safely.

SPD tries to do this without causing any harm to the people or the environment. Its other slogan, Goal Zero, means precisely this: operations should result in no harm. “Goal Zero is about changing the mindset and the behavior considering health, safety, security and environment in our daily working lives”, says Robert Smith, Head of field HSSE. Goal Zero is not a one-off campaign. Attention to the environment should become the norm and a performance target. Reaching the zero target is not simple, but SPD has all the prerequisites to achieve it. “Our company has developed an HSSE system that in-cludes the use of advanced technologies that have proven their worth in the area of envi-ronmental and labor safety,” says Elena Kompasenko, SPD’s HSSE Manager. All enviromnetal programs and projects of the company are based on the requirements of the Russian law and environmental standards of Shell.

In a major environmental project, SPD has built and is commissioning a RUR 1.2 billion 45 MW gas turbine power plant at West Salym. The power plant will address the issue of flared associated gas that will now be used to generate electricity. The plant will operate three Solar gas turbines that meet all Russian and international emission standards. The power plant will allow the company to reduce reliance on Tyumenenergo electricity supplier, improve the energy efficiency of its operations and reduce emissions of carbon dioxide into the atmosphere.

Every day of that power plant is operating at full capacity results in the reduction of CO2 emissions by about 350 tons. “The construction of the power plant is an important step taken by SPD to address the utilization of associated gas, one of the main challenges facing the oil and gas sector of Russia, and reduce harmful emissions into the air”, says SPD’s Technical Manager Koos Koole. “When in operation, the power plant has allowed us to achieve associated gas utilization at Salym fields up to 35%”.

To achieve another target an associated gas utilization factor of 95% by the mid of 2010, SPD has jointly, with both RussNeft and Monolith companies started implementing a project to build a gas processing plant at West Salym.

Always Under Control Preventing and eliminating oil spills is another important component of SPD environmental efforts. Salym Petroleum maintains its own emergency response team that has all technical resources required to perform its

ROGTEC 73

ЭКОЛОГИЯ

Каждый день работы станции с полной нагрузкой дает снижение выбросов в объеме порядка 350 тонн СО2. «Строительство ГТЭС – реальный вклад СПД в решение одной из актуальных задач нефтегазового сектора России – рачительного использования ценного природного сырья – попутного нефтяного газа и сокращения объемов вредных выбросов в атмосферу, – отмечает технический директор СПД Кус Кул. – Ввод в эксплуатацию ГТЭС позволил довести уровень утилизации попутного нефтяного газа на Салымских месторождениях до 35%». Чтобы обеспечить к середине 2010 года 95% утилизации попутного нефтяного газа, СПД совместно с компаниями «РуссНефть» и «Монолит» приступила к реализации проекта строительства на Западно-Салымском месторождении газоперерабатывающего завода. Постоянный контроль Важным направлением природоохранных мероприятий СПД является предотвращение и ликвидация разливов нефти. В «Салым Петролеум» сформирована и оснащена необходимыми техническими средствами собственная бригада

74 ROGTEC

mission. In addition to that, the company has a contract in place with the specialized emergency and rescue company the Siberian Rescue Center that will assist SPD if the need arises. There are regular drills to achieve smooth co-operation of all teams concerned in the event of an oil spill.

Protecting pipelines and monitoring the environment along the right of way has always been a challenging task for oil companies, considering that the pipelines run a long way from the areas of main operations. There is an Integrated Safety System that is implemented for SPD’s 90-km long export pipeline. To protect the pipeline’s most vulner-able areas, there is a system of fences and video surveillance, some valves are put inside enclosures with access control systems. All incoming information goes into the monitors of the central security control room 24 hours a day and allows for quick response if there is a risk of damaging the environment or other emergencies.

Corrosion inhibitors are extensively used to protect the integrity and seal of the tanks, separators, oil gathering lines from well pads, infield pipelines and the export www.rogtecmagazine.com

ENVIRONMENT аварийного реагирования, закупается дополнительное оборудование и техника. Компания заключила контракт со специализированным аварийноспасательным подразделением АСФ ООО «Сибирский спасательный центр», которое может оказать помощь СПД в случае необходимости. С целью обучения персонала методам локализации разлива и сбора нефти регулярно проводятся учения для отработки действий всех служб в аварийных ситуациях. Защита трубопроводов и контроль экологической ситуации на трассе трубопроводов, учитывая их большую протяженность и удаленность от основной производственной инфраструктуры, всегда были непростой задачей для службы безопасности нефтяных компаний. На технологических объектах трубопровода внешнего транспорта нефти СПД, который протянулся почти на 90 км, развернута Интегрированная Система Безопасности. Для защиты трубопровода его наиболее уязвимые с точки зрения безопасности участки оборудованы системами периметровой охраны и видеонаблюдения, а часть помещений узлов задвижек – Системой Контроля Доступа. Вся поступающая информация выводится на мониторы центрального пункта управления службы безопасности в круглосуточном режиме, что позволяет

pipeline. To achieve the best results, the inhibitor is put into the system as soon as a well becomes operational.

Cathodic protection control stations have also been installed to provide addi-tional protection for oil pipelines.

Air, soil, surface water and sediments are monitored on a regular basis on the territory of the Salym fields and along the export pipeline’s right-of-way. The readings are compared against the natural background levels. The main purpose of this activity is to make sure production operations do not impair the condition of the environment.

Future Plans Preventing the contamination of the environment with industrial and household waste is another important focus of SPD’s natural conservation efforts. In 2006, SPD started the construction of a waste polygon for industrial and domestic waste. Among other things, the polygon will be used to store and later process oil cuttings and contaminated soil, compost and bury household waste.

Environmental engineers have designed a system for the collection, temporary storage and utilization of various types of waste. “Drilling teams, production people and infra-structure divisions have implemented the system of separate collection of solid household and industrial waste. These different types are brought separately to the

Increased Possibilities on Wireline The Well Tractor® The wireline Well Tractor® is optimized for pulling force and speed in conjunction with the down hole completion string. It is unique on the market as it is able to push large tool strings into the open hole and robust enough to withstand the shocks of perforation.

Logging in Open Hole Operation

Equipment Used

Performing a successful formation testing logging job offshore Norway. The job was carried out in an S-shaped well path above the reservoir section with a maximum inclination of 70º, which dropped to about 20º in the reservoir section where the logging job was done.

Well Tractor® Formation Tester

Achievements

Well Parameters

Two days were saved compared to a pipe conveyed logging job; one day due to less time spent on the job and one day due to eliminating a cleaning operation after logging.

Depth: Deviation: Dog leg: Pressure points:

Additionally, the risk of lost circulation was reduced, which increased the probability of a good cement job since the open hole was exposed for a shorter time.

12,920 ft 70º 7.89º/100 ft 18

Welltec, Well Tractor, Well Stroker, Well Key, Well Cleaner, Well Miller, and Welltec Release Device are trademarks of Welltec A/S registered in Denmark and other countries. All the products are protected by one or more patents or patents pending in Denmark and other countries. Copyright © 2008 Welltec A/S. All rights reserved.

A key feature is the fail-safe function that prevents it from getting stuck in the wellbore. When the Well Tractor® is powered down, the arms and wheels retract automatically, providing a flush outside diameter surface.

Increased Efficiency Operating costs are verifiably reduced when applying the Well Tractor®. Furthermore, it adds value to the well management by ensuring rapid returns on investments through enhanced oil recovery and certainty of execution. Additional benefits are lesser quantities of heavy equipment and less personnel required.

ЭКОЛОГИЯ оперативно реагировать в случае возникновения риска загрязнения окружающей среды или других чрезвычайных ситуаций. В целях обеспечения целостности и герметичности резервуаров, сепараторов, нефтесборных сетей кустовых площадок, внутрипромысловых трубопроводов и трубопровода внешнего транспорта нефти применяются ингибиторы коррозии. Для достижения максимального эффекта установки по подаче ингибиторов коррозии запускаются в работу одновременно с вводом скважин в эксплуатацию. Наряду с этим спроектированы и построены станции управления катодной защитой нефтепромысловых трубопроводов. На территории Салымской группы месторождений и трассы трубопровода внешнего транспорта нефти проводится регулярный мониторинг воздушной и почвенной среды, поверхностных вод и донных отложений. Данные наблюдений сравниваются с фоновыми значениями природных показателей. Главная цель такого экологического мониторинга – не допустить, чтобы производственная деятельность ухудшала состояние окружающей природной среды. Не останавливаться на достигнутом Значимым направлением природоохранной деятельности СПД является предотвращение загрязнения окружающей природной среды промышленными и бытовыми отходами. В 2006 году были начаты работы по строительству полигона по сбору и утилизации промышленных и бытовых отходов. Полигон позволяет вести накопление и последующую переработку нефтешламов и загрязненных грунтов, компостирование и захоронение бытовых отходов. Основной и важной задачей экологов на месторождении является организация сбора, временного хранения и утилизации разных видов отходов. «В настоящее время буровики, производственники и сотрудники инфраструктурного подразделения наладили раздельный сбор твердых бытовых и производственных отходов. Эти отходы поступают отдельно на полигон и складируются отдельно в разных картах», – поясняет Екатерина Лапенкова, инженер по охране окружающей среды. В августе 2008 года началось строительство второй очереди полигона – монтаж установки термической утилизации нефтяных отходов «Турмалин», которая будет введена в эксплуатацию в середине 2009 года.

76 ROGTEC

polygon and stored in different areas”, explains Field Environmental Engineer Ekaterina Lapenkova.

The construction of a unit for thermal utilization of oil waste called Tourmaline started in August 2008 in the second phase of the polygon development.

The unit will become operational in the middle of 2009.

It will process more than 12 thousand tons of oil and household waste per year.

Salym Petroleum is maintaining close relations with environmental organizations. It implements Shell standards for biodiversity, and as part of that program cooperates with the Surgut University in a comprehensive study of flora and fauna of the Salym field that started in 2006. SPD is also a permanent sponsor of the Save and Preserve international environmental event. The company intends to retain its leadership role in environmental protection in the future.

Установка рассчитана на утилизацию более 12 тысяч тонн нефтесодержащих и бытовых отходов в год. В рамках природоохранной деятельности компания «Салым Петролеум» активно развивает отношения с экологическими организациями. Внедряя стандарты концерна «Шелл» по сохранению биоразнообразия, СПД в сотрудничестве с Сургутским университетом провела в 2006 году комплексные исследования по изучению флоры и фауны на территории Салымских месторождений. «Салым Петролеум» является постоянным спонсором международной экологической акции «Спасти и сохранить». Компания и в будущем намерена оставаться одним из лидеров в вопросах охраны окружающей среды.

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Турбины SOLAR должны работать. И они будут работать.

Турбины Solar для нефтегазовой отрасли Доверие. Это то, что составляет основу нашего бизнеса. Когда Вы инвестируете в Solar Turbines, Вы доверяете нам и мы поставляем Вам гораздо большее, чем просто надежное оборудование. Вы рассчитываете на то, что мы полностью выполним взятые на себя обязательства. Вы полагаетесь на нашу репутацию надежного партнера. Вы ожидаете от нас постоянной сервисной поддержки. И мы Вас не подведем. Мы установили газовые турбины в 93 странах. Тридцать восемь наших сервисных центров с обслуживающим персоналом, прошедшим обучение на заводе, имеющие склады запасных частей, работающие 24 часа в сутки, обслуживают заказчиков. Мы предлагаем готовые решения для электрогенерирования и компримирования газа, включая финансирование, эксплуатацию и обслуживание. Поэтому наши заказчики получают необходимую рентабельность и оптимальные характеристики. Это тот путь, которому Вы можете доверять. За дополнительной информацией обращайтесь на интернет сайт www.solarturbines.com или по телефону

+7 (495) 755-8153 www.rogtecmagazine.com

77

ДОБЫЧА

Винтовые насосные установки PCP Systems

ЧАСТЬ 1 - Part 1

Сэнди Уильямс, ALP (Artificial Lift Performance) Джей Ф. Ли, компания PLTech LLC

Винтовая насосная установка состоит из трех основных узлов: 1) скважинный насос, в конструкцию которого входит ротор и обойма; 2) шток, передающий вращающий момент на ротор насоса; 3) наземный привод винтового насоса (головка привода, редуктор, движитель). Принцип работы винтового насоса » Конструкция насоса содержит обойму и ротор и в целом аналогична конструкции гидравлического забойного двигателя. » Образно говоря, винтовой насос можно уподобить конвейеру сборочной линии: чем выше скорость – тем больше производительность. » В полости насоса находится металлический ротор и резиновая обойма. При вращении ротора камеры, образуемые поверхностями шнека и обоймы смещаются по спирали в направлении от всасывающего патрубка к нагнетающему, что обеспечивает движение флюида в требуемом направлении. » Ротор выполнен в форме винтового шнека, а обойма имеет однозаходную или двухзаходную спиральную нарезку. Шаг спирали обоймы вдвое превышает шаг винта ротора. » Уплотнение между поверхностью обоймы и ротора обеспечивает перекачку флюида вместе с содержащимися в нем газами или твердыми примесями. » Перекачиваемый флюид играет роль смазки для контактирующих поверхностей обоймы и ротора. » Винтовые насосы могут работать на глубинах до 8000 футов. » Максимальный напор составляет 11 800 футов, что соответствует перепаду давления в насосе 5112 фунтов/кв. дюйм. » Дебит по жидкости составляет 5 - 5300 баррелей в сутки.

78 ROGTEC

Sandy Williams, ALP (Artificial Lift Performance) J F Lea, PLTech LLC

A PCP system is made up of three principal components: 1) the downhole pump comprising of the rotor and stator 2) the rod string which provides the torque to turn the pump 3) surface drive system (drive unit, speed reducer and prime mover) Приводная головка Drivehead Сальник Stuffing box Выкидная линия Flow line

Движитель Motor Устье скважины Wellhead Головка обсадной колонны Casing Head

Шток Rods

Винтовой насос PCP Хвостовик Stop bushing Якорь НКТ Tubing anchor Перфорация Perforations

Рис. 1: Типичная схема винтовой насосной установки Figure 1: Typical PCP System Configuration

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION » Частота вращения ротора насоса составляет 100 - 1000 об./мин, причем для реальных условий эксплуатации более типичен диапазон 100 - 500 об./мин. » Производители насосов указывают их производительность как перекачиваемый за сутки объем жидкости в расчете на заданное число оборотов. » Допускается эксплуатация при температурах до примерно 350 °F (ограничения бусловлены свойствами используемого в конструкции насоса эластомера). Винтовые насосные установки наиболее подходят для перекачки следующих жидкостей и сред.

Рис. 2: Гидравлический привод винтовой насосной установки

Pump Operation » the pump consists of a rotor and a stator and function in a similar manner to a downhole mud motor. » in simple terms the pump can be thought of as a conveyor belt on an assembly line, the faster the conveyor belt the more production is obtained. » within the pump a series of cavities are formed between the metal pump rotor and the rubber stator, as the rotor turns the cavities spiral up the pump from intake to discharge carrying the well fluid through the pump. » the rotor has the shape of an external spiral (or helix) machined onto its surface while an internal spiral with one more lobe is moulded into the surface of the stator. The pitch of the helix of the stator is twice that of the pitch

» среды с взвешенными твердыми Fig 2: PCP Installation, hydraulic drive примесями of the rotor. » высоковязкие среды » the constantly sweeping seal line between the stator and » абразивные суспензии rotor facilitates the transport of entrained gas or solids. » смеси, содержащие жидкую фазу, твердые примеси и газ » the pumped fluid provides lubrication between the stator » неэмульгированные водонефтяные смеси and rotor. » operating depth up to 8000ft. Поскольку винтовые насосы относятся к насосам » maximum head approx 11800 ft of head or 5112 psi of вытеснения, перепад давления на насосе не сказывается differential pressure across the pump. на их производительности. Тем не менее, по мере » production rates 5 - 5300 BFPD. увеличения перепада давления уплотнение полостей » Pump speed 100 - 1000 RPM although for oilfield между поверхностями ротора и обоймы оказывается

operation, speeds of 100 - 500 RPM are more typical. недостаточным, что ведет к оттоку перекачиваемой » pump displacement is quoted by manufacturers in terms жидкости и снижению к.п.д. насосной установки, который

of fluid volume per day per rpm. зависит от натяга и степени герметичности уплотнения на » operating temperature approaching 350 deg F стыке поверхностей обоймы и ротора, а также вязкости

(elastomer limitation). перекачиваемой среды.

Диапазон давлений для винтового насоса ограничивается следующими факторами: » характеристики материала обоймы; » свойства перекачиваемой жидкости (главным образом – давление); www.rogtecmagazine.com

5000 Баррели/сут BFPD

На рис. 4 показана кривая производительности винтового насоса. Напору соответствует ось абсцисс, а подаче – ось ординат (следует обратить внимание, что для погружных электрических насосов оси выбираются наоборот); подача увеличивается только при увеличении частоты вращения. При увеличении напора насоса подача остается неизменной до тех пор, пока не возникает отток жидкости в насосе, после чего подача насоса снижается по мере увеличения напора.

4000 3000 2000 1000 0

2000

3300

5000

6000

Высота подъема в футах вод.ст Depth in feet of H 2O

Рис. 3:Пример зависимости подача-напор Figure 3: One manufacturer’s rate/head chart

ROGTEC 79

ДОБЫЧА 25.0

600 Дебит при 300 об./мин Flow @ 300 RPM Мощность при 300 об./мин

(70.6)

400

Power @ 300 RPM

(63.7) Дебит при 200 об./мин Flow @ 200 RPM

300

(47.8)

200

(31.8)

100

(15.9)

Мощность при 200 об./мин Power @ 200 RPM

Дебит при 100 об./мин Flow @ 100 RPM

(14.92)

20.0

(11.19)

15.0

(7.46)

10.0

(3.73)

5.0

Мощность при 100 об./мин Power @ 100 RPM

(305)

(610)

(914)

(1219)

(1524)

1000

2000

3000

4000

5000

0 0

Мощность, л. с. (кВт) Power - hp (KW)

Дебит, баррели/сут (м3/сут) Flow - bfpd m3/d

500

0.0 6000

Напор, футы (метры) вод. ст.

Life Capacity - ft of H 2O (m of H 2O)

Рис. 4: Кривая производительности винтового насоса номинальной производительностью 170 баррелей/сут. на 100 об./мин при максимальном напоре 4000 футов водного столба Примечание: наблюдается снижение к.п.д. по мере увеличения напора.

Figure 4: Pump curve for a PCP rated for 170 bfpd per 100 rpm and a maximum head of 4000 ft H2O. Note: drop in efficiency with increasing head, increasing HP and increasing head

» натяг контактирующих поверхностей ротора и обоймы.

PCPs are particularly well suited to pumping the following types of fluid:

Общий к.п.д. винтовой насосной установки обычно выше, чем при использовании других способов механизированной добычи, что видно из следующей таблицы:

» solids in suspension » high viscosities » abrasive slurries » solids, liquids, gas mixtures » oil and water mixtures without emulsification

Тип установки

Типичный к.п.д. (%)

Винтовой насос

60 - 75

Штанговый насос

45 - 60

Погружной ЭЦН

35 - 40

Газлифт

5 – 30

Струйный насос

10 - 25

Устройство насоса Насос конструктивно состоит из двух вложенных друг в друга винтовых спиралей, подобных винтовой передаче: » внутренней спирали соответствует металлический ротор в виде однозаходного винта; » обойма из податливого материала содержит на внутренней поверхности двухзаходную спираль, шаг которой в два раза больше, чем шаг винта ротора.

80 ROGTEC

Since the PCP is a positive displacement pump its performance is not affected by pressure across the pump. However, with increasing pump differential the seal between the individual cavities is not adequate and slippage of the pumped fluid takes place resulting in a drop in pump efficiency. Pump efficiency is a function of the interference fit between the rotor and stator and the viscosity of the fluid pumped.

Figure 4 shows a pump curve for a PCP. Head is plotted on the x-axis and flowrate is plotted on the y-axis (note this is the opposite of an ESP pump curve); flowrate only increases with increasing RPM. With increasing pump head the flow rate is initially constant until slippage starts to occur in the pump; pump flowrate then drops with increasing head. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION В неподвижном состоянии поверхности обоймы и ротора насоса в сборе образуют несколько отдельных одинаковых камер. При вращении ротора внутри обоймы эти камеры смещаются вдоль оси насоса от всасывающего патрубка к нагнетательному, обеспечивая тем самым движение жидкости в насосе. Винтовые насосы характеризуются числом заходов винтовых спиралей ротора и обоймы. Наиболее распространены насосы с однозаходным винтом ротора и двухзаходным винтом обоймы (1:2), характеризующиеся следующим расположением и очертаниями камер между поверхностями винтовых спиралей: Число камер во всех поперечных сечениях насоса равно числу заходов винта обоймы, т. е. при отношении заходов винтов 1:2 в сечении образуется две камеры, разнесенные на 180°. Длина каждой камеры равняется ходу винта обоймы. Камеры непосредственно прилегают друг к другу. Шаг винта ротора равняется половине шага винта обоймы. Помимо насосов с однозаходным винтом ротора ряд производителей выпускает насосы с многозаходными винтами как ротора, так и обоймы.

PCP pressure limitation is a function of: » stator material » fluid properties (mainly viscosity) » interference fit between stator and rotor Total power system efficiency is usually higher for PCPs than other forms of artificial lift system, as demonstrated by the following table: System Type

Typical Efficiency (%)

PCP

60 - 75

Rod Pump

45 - 60

ESP

35 - 40

Gas Lift

5 – 30

Jet Pump

10 - 25

Pump Geometry The pump consists of two helices, one inside the other, which constitutes a helical gear: » the metal rotor, the internal one, is a simple helix; » the soft stator, the external one, is a double helix with twice the pitch length of the rotor.

The geometry of the assembly is such that it constitutes

ДОБЫЧА Типоразмеры насосов Для определения типоразмеров насосов используются перечисленные ниже размеры. Расшифровка:

a series of identical, separate cavities. When the rotor is rotated inside the stator these cavities move axially from one end of the stator to the other, from suction to discharge, creating the pumping action. Pumps are described by the ratio of lobes created by the rotor and stator geometry. The most typical pump for oil production is a pump with a 1:2 geometry is referred to as a single lobe pump and creates geometry as follows: At any cross-section the number of cavities is equal to the number of lobes on the stator i.e. for a 1:2 geometry there are 2 cavities 180O apart. Cavities are one stator pitch in length. One cavity starts where the other ends. The pitch of the rotor is one-half that of the stator.

Ds = диаметр обоймы dR = диаметр ротора E = эксцентриситет Ps = шаг винта обоймы (дюймы) Pr = шаг винта ротора (дюймы)

(дюймы) (дюймы) (дюймы)

In addition to single lobe pumps some manufacturers have designs for multilobe systems, where additional lobes are added to the rotor and stator.

Pump Displacement Pump dimensions are identified using the following terminology:

Площадь поверхности жидкости во всех поперечных сечениях насоса рассчитывается по формуле:

Объем жидкости в каждой камере рассчитывается по формуле:

Теоретическая подача насоса (для насоса с однозаходным ротором) в имперской системе единиц рассчитывается по формуле: где PD = удельная подача насоса (баррели/сутки/об./мин) То же самое уравнение, после замены значения постоянной на 5.7E-6, используется для расчета удельной подачи в единицах системы СИ, выражаемой как м3/сут/об./мин. Общая подача рассчитывается по формуле: где Q = подача, баррели/сут.

RPM= частота вращения ротора насоса, об./мин Расчетная подача Q отличается от фактического дебита продукции на устье в связи с: • потерями (отток и утечки) в винтовом насосе; • уменьшением объема жидкости в нормальных условиях по сравнению с объемом в пластовых условиях. Типичное значение объемного к.п.д. составляет 70 – 80%.

82 ROGTEC

where Ds = Diameter of rotor dR = Diameter of rotor E = pump eccentricity Ps = stator pitch (in) Pr = rotor pitch (in)

(in) (in) (in)

At any cross section of the pump the area of fluid is equal to:

And the volume of fluid per cavity is equal to:

Taking into account units the theoretical pump displacement (single lobe pump) can be determined from: where PD = pump displacement (bbl/day/rpm) www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Новый пробковый кран ANSON серии DB

DB6 2 дюйма. Рис. 602 Пробковый кран двойного назначения 6 000 фунт/дюйм2 (41 369 кПа)

Кран, допускающий возможность безопасной регулировки одним оператором Сверхкомпактная конструкция Масса всего 23 кг (50 фунтов) Превосходит изделия конкурентов, имеющие массу 42 кг (93 фунта)

DB10 2 дюйма. Рис. 1502 Пробковый кран для высокосернистого газа 10 000 фунт/дюйм2 (68 948 кПа)

Условный проход 2 дюйма Поданы заявки на патенты DB15 2 дюйма. Рис. 1502 Пробковый кран стандартного назначения 15 000 фунт/дюйм2 (103 421 кПа)

г. Гейтсхэд, Англия Тел.: +44 (0)191 482 0022 Факс: +44 (0)191 487 8835Эл. почта: anson-gateshead@anson.co.uk г. Хьюстон, США Тел.: +1 713 466 9470 Факс: +1 713 466 7482 Эл. почта: sales@ansoninc.com г. Хоума, США Тел.: +1 985 876 0880 Факс: +1 985 876 7482 Эл. почта: sales@ansoninc.com Сингапур Тел.: +65 6214 2183 Факс: +65 6214 Эл. почта: anson.singapore@anson.com.sg г. Абердин, Шотландия Тел.: +44 (0)1224 0022 Факс: +44 (0)1224 771 848 Эл. почта: sales@ansonab.co.uk г. Дубай, ОАЭ Тел.: +9714 8838659 Факс: +9714 8838663 Эл. почта: sales@ansondubai.com г. Москва, Российская Федерация Тел.: +7 495 589 1028 Факс: +7 495 589 1028 Эл. почта: anson@anson-moscow.ru

www.anson.co.uk

Производитель оборудования для разведки и добычи нефти и газа

Легкий штуцерный манифольд с 5 кранами

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 83

ДОБЫЧА Производители винтовых насосных установок обычно не приводят в публикациях сведения об эксцентриситете, диаметре ротора и шаге спирали обоймы, в связи с чем ручной расчет подачи насоса оказывается непростой задачей. Вместо этого производители приводят кривые эксплуатационных характеристик насоса и значения удельной подачи (баррель/сут./об./мин), а также величину максимального перепада давления как величину напора или давления на единицу площади с учетом используемого в конструкции эластомера обоймы. Номенклатура насосов Производители винтовых насосов не сразу перешли к использованию единой системы маркировки моделей производимых насосов, хотя, как правило, в обозначении модели содержались сведения о величинах удельной подачи и максимального перепада давления в метрической или имперской системе единиц. Примеры таких обозначений приведены ниже.

Moyno 50-N-340 - максимальный напор 5000 футов, удельная подача 340 баррелей/сут. /100 об./мин.

PCM 15-TP-1200 - подача 15 м3/сут. при частоте вращения 500 об./мин. при нулевом напоре; максимальный напор 1200 м. Для расшифровки обозначения насоса требовалось знать название производителя и принятую им номенклатуру. Причем различия касались не только номенклатуры, но и кривых эксплуатационных характеристик насосов. Принятие стандарта ISO 15136 способствовало унификации обозначений и упрощению расшифровки обозначений насосов. Согласно упомянутому стандарту, для указания характеристик обоймы используется следующая система обозначений: vvv-hhhh-eee Расшифровка: vvv = номинальная удельная подача в кубических метрах на 100 об./мин hhhh = номинальный напор (высота водяного столба в метрах) eee = код эластомера обоймы Обозначение характеристик роторов: vvv-hhhh-rrr Расшифровка: vvv = номинальная удельная подача в кубических метрах на 100 об./мин hhhh = номинальный напор (высота водного столба в метрах) rrr = код типоразмера ротора

84 ROGTEC

The same equation is applicable for calculating flowrate using metric units if the constant is changed to 5.7E-6.

The flowrate calculated will be in m3/day/rpm. and total flow is calculated as: where Q = flowrate (bbl/day) RPM = Pump rotational speed (RPM) The calculated Q will differ from actual production rates at surface due to: • inefficiency (slip/leakage) in the PCP • downhole fluid volume will be higher than that at the surface (Bo effect).

Volumetric efficiencies of 70 – 80% are typical.

PCP manufacturers do not usually publish figures on the pump eccentricity, diameter of the rotor and stator pitch and so it is difficult to manually calculate pump rates. Instead manufacturers provide a pump curve and a value for displacement (bbl/day/rpm) and maximum pressure differential rating in terms of head or psi for a specific rotor elastomer.

Pump Nomenclature Historically, PCP manufactures have not used the same convention for the naming of pumps although most pump names have numbers in the name that provide an indication of pump displacement and maximum differential pressure in either metric or imperial units for example.

Moyno 50-N-340 - maximum head of 5000 ft displacement of 340 bbl/day/100rpm,. PCM 15-TP-1200 - displacement of 15 m3/day at 500 rpm with zero head, maximum head of 1200 m.

In order to know what each pump name meant it was necessary to know the manufacturer and their designation of pump type. Not only was their nomenclature different but so were their graphs of pump performance. Through ISO 15136 manufacturers are moving to use one standard terminology which will simplify the understanding of pump types. Under this standard the following terminology will be used for stators: vvv-hhhh-eee where vvv = nominal capacity per rpm expressed in units of cubic metres per 100 rpm hhhh = nominal head rating (metres of water) eee = the elastomer code and for rotors:

vvv-hhhh-rrr where: vvv = nominal capacity per rpm expressed in units of cubic metres per 100 rpm hhhh = nominal head rating (metres of water) rrr = the rotor size code www.rogtecmagazine.com

Сотрудники журнала ROGTEC, отвечающие за проведение выездных мероприятий, отлично провели последние несколько месяцев! В этот увлекательный сезон выставок мы представили свою экспозицию и распространяли номера журнала на основных региональных мероприятиях, включая выставки “Нефть и газ Каспия” в Баку и “Нефтегаз” в Москве, на которых мы были рады встретиться с друзьями и вновь увидеть знакомые лица. Нам также посчастливилось присутствовать на 19м Всемирном нефтяном конгрессе в Мадриде, где чемпионат Европы по футболу создал дополнительный колорит и придал эмоциональную окраску проходящим мероприятиям. В связи с победой Испании в финале конгресс проходил в условиях всеобщего душевного подъема, что позволило всем участникам отлично провести время. Ну что ж, поздравляем Испанию - на этот раз, российским болельщикам футбола не повезло. Российская команда демонстрировала отличную игру на протяжении всего чемпионата. Еще немного, и россияне добились бы славы победителей! Однако в Мадриде игры и развлечения были лишь частью программы. Представители нефтегазовых предприятий и организаций приняли участие в 19-м Всемирном нефтяном конгрессе, одном из наиболее влиятельных

86 ROGTEC

форумов для лидеров нефтегазовой отрасли. Выставка сопровождалась грандиозным успехом. Российские компании заняли 7-й зал; на мероприятии присутствовали представители Министерства энергетики, а также всех ведущих операторов и обслуживающих компаний региона. Коллектив ROGTEC с гордостью занял место среди участников из числа престижных российских организаций. Все участники дали самые положительные отзывы о последнем номере журнала. Мы также с гордостью отмечаем тот факт, что ROGTEC стал единственным региональным журналом, освещающим вопросы разведки и добычи, который принял непосредственное участие во всех перечисленных выше мероприятиях за счет размещения выставочных стендов и льготного распространения номеров.

Мы были рады встретиться со всеми нашими рекламодателями и партнерами на выставках, проходивших в течение последних двух месяцев. Мы будем с нетерпением ждать возможности вновь увидеться с вами на Российской нефтегазовой технической конференции и выставке SPE и на Казахстанской международной выставке и конференции “Нефть и газ” (KIOGE)!! www.rogtecmagazine.com

What a great few months it has been for the ROGTEC on the road team! An exciting exhibition period has seen ROGTEC exhibited and distributed at the regions key events including Caspian O&G in Baku and Neftegaz in Moscow. I was great to see all our friends and new acquaintances there.

It was great to see to all our advertisers and partners at the shows over the last couple of months at we look forward to seeing you all at SPE Moscow and KIOGE!!

On an international level, we were also lucky enough to be in Madrid for the 19th WPC which coincided with the European Football Championship. With Spain winning the final it was a great atmosphere and experience for all. Well done and unlucky to our Russian football fans that that saw the Russian team have a great tournament only to narrowly miss out on glory!

But it wasn’t all fun and games in Madrid, the O&G community had gathered for the 19th World Petroleum Congress, one of the most influential meeting places for the world’s leadings O&G figures. This was a hugely successful show with Russian companies dominating Hall 7 and The Ministry of Energy, leading operators and service providers from the region all being present.

ROGTEC was proud to stand among this prestigious Russian gathering and the latest issue received great feedback from all.

ROGTEC is also proud to have been the only upstream regional magazine to support all of the above events in person with exhibition stands and bonus distribution. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 87

ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОЕКТОВ

Предпосылки успеха капиталоемких проектов в нефтегазодобывающей промышленности Creating an Environment for Capital Project Success in the Upstream Oil and Gas Businesses Thomas Harding, Managing Director, Devcor Studies Limited

Введение Капиталовложения в проектирование, материальнотехническое обеспечение и строительство скважин и комплекса наземных сооружений зачастую оказываются крупнейшими капиталовложениями на всем протяжении разведки и разработки залежей углеводородов. При этом о неудачах капиталоемких проектов мы слышим гораздо чаще, чем об успехах. На практике же мы сталкиваемся с тем, что многие проекты в конечном счете дают ожидаемую коммерческую отдачу, что само по себе можно считать успехом. Тем не менее, подобный «успех» необязательно дает основания считать собственно изначальный капиталоемкий проект успешным. Автор намерен продемонстрировать необходимость для нефтегазодобывающих компаний заложить в рамках организационной и хозяйственной структуры и бизнес-процессов определенные предпосылки для стимулирования и достижения успеха при реализации подобных проектов или хотя бы осознать специфику и место капиталоемких проектов в общем контексте планирования освоения запасов углеводородов. Решение поставленной задачи будет способствовать получению отдачи от капиталовложений и послужит дополнительной гарантией предотвращения их обесценивания. Что такое успешный проект? Понятие успешного проекта относится к тем расплывчатым идеям, которые не дают покоя умам нефтяников. Успех – понятие, как правило, достаточно субъективное, причем чаяния заинтересованных в его достижении лиц и организаций нередко противоречат друг другу. В последние годы популярностью пользуется следующее крайне простое определение, согласно которому проект считается успешным, если:

88 ROGTEC

Mick Small, smallm@rpsgroup.com

Introduction Possibly the single biggest investment of funds that will be made during the lifecycle of a hydrocarbon asset is that in the design, procurement and construction of the surface and sub-surface facilities to produce the resource. Yet, within the upstream industry we hear very much more about unsuccessful projects than we do about success in projects. Realistically there are many projects that ultimately meet the business objectives that generated them, and that in itself is a form of success. However, it does not necessarily mean that the capital project in itself has been a success.

The argument of this paper is that upstream companies need to create the environment within their business structure and processes to motivate and manage success in projects, or at the very least to recognise and acknowledge the context of the capital project in the overall business plans for the asset.

This will contribute to the generation and realisation of value through the project, and also to safeguard against loss of value.

What is a Successful Project?

The definition of a successful project is one of those nebulous concepts that tax the minds of everyone in the industry. Success in a project is usually in the eye of the beholder, and there are many stakeholders in that success, often with competing ambitions. A very simple definition of the successful project outcome, and one that has served well over recent years is: “a project that meets the quality, scope and business targets of the stakeholders, and does so within agreed budget and time constraints whilst complying with corporate, local and national Health, Safety and Environmental principles” (see fig.1) www.rogtecmagazine.com

PROJECT PLANNING «он соответствует установленным участниками и заинтересованными лицами критериям качества, объема и коммерческой эффективности при соблюдении бюджета и сроков и при условии соблюдения местных и общенациональных норм в сфере охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды» (см. рис. 1).

That is perhaps simple to say, but not so simple to achieve, especially in view of the complex nature of the composition of stakeholders today. Such stakeholders might include shareholders, joint venture partners, executive management, national governments, local populations, customers of the resource, and not least, the project and asset team. It is therefore, vitally important to create a business process landscape within the

КАЧЕСТВО QUALITY

Положительная оценка участниками и заинтересованными лицами Satisfied Stakeholder

ОТБОС HSE ЗАТРАТЫ COST

СРОКИ TIME

Рис. 1 Успешный проект Несмотря на простоту этой формулировки, следовать ей на практике совсем не так просто, особенно, если вспомнить о разнородном составе участников и заинтересованных лиц, в число которых могут входить акционеры, партнеры по совместному предприятию, высшее руководство компании, органы государственной власти, местное население, покупатели продукции и, далеко не в самую последнюю очередь, специалисты, отвечающие за проект и объект, на базе которого осуществляется его реализация.

В связи с этим для оператора месторождения становится жизненно важно внедрить систему, позволяющую учитывать все показатели успеха с точки зрения участников, и обеспечивающую учет их интересов при планировании и производстве работ по проекту. www.rogtecmagazine.com

Figure 1 The Successful Project Operator company that can manage all aspects of creating stakeholder success, and ensure that the expectations of all stakeholders are taken into account in the planning and execution of the project.

National and International Oil Company Perceptions of Project Success National Oil Companies (NOC’s) will very often take a different view of project success criteria than International Oil Companies (IOC’s), sometimes now referred to

by NOC’s as International Investor Companies (IIC’s).

However, both are stewards on behalf of the stakeholders in their companies of funds invested. Most IOC’s are answerable to their investor stockholders for the manner in which they invest capital funds, and the efficiency with which they deploy such funds. NOC’s are normally answerable to their major governmental investors on behalf of their citizens, to a greater or lesser extent. Thus NOC’s

ROGTEC 89

ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОЕКТОВ Успех проекта глазами национальных и международных нефтяных компаний Очень часто национальные нефтяные компании (ННК) трактуют успех проекта совсем не так, как международные нефтяные компании (МНК) или международные компании-инвесторы (МКИ), как их иногда называют ННК. Тем не менее, и ННК и МНК распоряжаются вложенными капиталами от имени участников с их стороны. Большинство МНК несет перед акционерами-инвесторами ответственность за способ и эффективность вложения капитала. ННК обычно в той или иной мере несут ответственность перед государственными инвесторами, действующими от имени населения страны. Таким образом, у ННК и МНК имеется некоторая общая точка отсчета для оценки успеха проекта, причем во многих случаях, когда они создают совместное предприятие, каждый из его участников обязан принимать во внимание критерии оценки успеха, применяемые другим участником. Общая обстановка хозяйственной деятельности К рассмотрению ожидаемых показателей и задач в общем хозяйственном контексте и показателей отдельного проекта следует приступать на ранних стадиях работ. Но во многих добывающих компаниях, как национальных, так и международных, этому

and IOC’s share at least some common ground on project success, and in many cases, where they are in a joint venture, each must consider the success criteria of the other.

The Process Landscape Consideration of expectations in respect of the outcome of both the business and project targets and objectives must begin early. In many upstream companies, both national and international, this is hampered by a lack of focus on the integrated nature of the processes that drive the business.

In recent years, however, many of the larger international companies have moved towards the identification of their key processes, and structuring the achievement of their business targets around those processes. This has opened up the possibility for integrating the capital project into business planning at a very early stage, and especially in managing the project risks and uncertainties from that early stage.

We should begin with the process landscape. During the ‘80’s and early ‘90’s, many companies began to realise that there was much redundancy and confusion in the many processes they deployed to run their businesses.

This drove the need for central hierarchical manpower driven structures to manage the business, rather than more efficient and better

Управленческие Процессы Management Precoesses Коммерческое развитие Business Development

Стратегия Strategy

Общее руководство Leadership

Управление портфелем активов Portfolio Management

Базовые Производственные Процессы Core Precoesses Геологоразведка Explore

Доразведка Appraise

Разработка Develope

Добыча Produce

Вывод из эксплуатации De-commission

Вспомогательные Процессы Enabler Precoesses ОТБОС и обеспечение качества HSEQ

Финансы Finance

Техническое обеспечение Technical

Юридическое обеспечение Legal

Рис. 2 Процессы организации хозяйственной деятельности в нефтегазодобывающей промышленности препятствует недостаток интеграции и единства процессов, лежащих в основе развития хозяйственной деятельности. Тем не менее, в последние годы

90 ROGTEC

Коммерческие службы Comm’l

Отдел кадров HR

НИОКР R&D

Figure 2 Upstream Process Landscape focussed devolved asset based organisations. Gradually the focus turned to the latter. The first objective was not necessarily to get rid of processes, rather to define and prioritise them. A typical current landscape model encompasses three process categories (see fig 2): www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 91

ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОЕКТОВ многие крупные международные компании стали уделять большее внимание выявлению ключевых процессов и построению подходов к достижению хозяйственных целей на их основе. Такой подход дает им возможность включать капиталоемкие проекты в планы хозяйственной деятельности на самых ранних стадиях, в особенности в том, что касается контроля и нейтрализации связанных с проектом рисков и факторов неопределенности. Представляется целесообразным сначала рассмотреть упомянутые процессы в целом. В 80-е годы и в начале 90-х годов многие компании стали осознавать, что их деятельность страдает от дублирования усилий и недостаточной прозрачности ее организационноструктурной схемы. Такие недостатки вели к необходимости централизации управления с выделением структурных подразделений на основе подчиненности персонала вместо использования гораздо более эффективной и целенаправленной децентрализованной системы управления с выделением функциональных единиц на базе отдельных объектов и активов. Постепенно основное внимание стало уделяться второй из упомянутых схем организации управления. Первой задачей при этом было не упразднение общих для всех подразделений централизованных процессов, а их рационализация и ранжирование. Типичная современная схема содержит три категории процессов (см. рис. 2): • Базовые производственные процессы, относящиеся к основным элементам цикла разработки запасов углеводородов и включающие в себя такие виды деятельности как: » Геологоразведка; » Доразведка и оценка запасов; » Разработка (включая капиталоемкие проекты) » Добыча; » Вывод из эксплуатации.

• Управленческие процессы, в состав которых, среди прочего, входит определение общих целевых показателей хозяйственной деятельности, управление портфелем активов, определение порядка деятельности в рамках базовых производственных процессов, выработка политики и этических принципов деловой деятельности.

• Вспомогательные процессы, обеспечивающие техническую, хозяйственную и маркетинговую поддержку базовых производственных и управленческих процессов. Таким образом, несмотря на то, что отрасль в целом признает необходимость осуществления капиталоемких проектов для введения ресурсов в.

92 ROGTEC

• Core Processes, which describe the main engines of driving the upstream asset business delivery through its lifecycle, and include » Explore » Appraise » Develop (including the Capital Investment Project) » Produce » De-commission/Remove • Management Processes, which, inter alia, set out the overall business targets, manage the portfolio, define where core processes will be deployed, set out business policy/ethics • Enabler or Support Processes, which provide the essential technical, commercial, and marketing support to both the Core and Management Processes.

So, whilst it is generally acknowledged in the industry that capital projects will have to be entered into at some stage in order to realise the value of the resource, whether in fact or notionally (as in the case of asset trades, acquisitions etc.), the Process Landscape provides an insight for the first time to many as to the context, and where the Project fits into the asset lifecycle. But more importantly, it provides an opportunity to bring structure to the Develop process, and to begin to manage project expectations and success criteria at an early stage for all stakeholders.

The Development Process and Project With the establishment of a Core Process driven business, it is now possible to drill down into each of those processes and to identify sub-processes that will support and enhance the objectives to the process itself.

Again a typical set of sub-processes for Develop and its projects could include (see fig 3): A typical set of sub-processes for Develop and its projects could include (see fig 3 on next page): • Concept » to answer the question whether there are technical solutions that will meet the business objective(s) • Feasibility » To identify which of those technical solutions is most appropriate to meeting the business objective(s) in terms of value, risk/uncertainty management, flexibility • Definition » To define the selected concept and engineer it to a point where the definition of cost, schedule and quality/ scope/business targets meets agreed criteria for a Final Investment Decision (FID).

• Execution » The phase of major investment in design, procurement, construction and bringing into production of the surface and sub-surface facilities www.rogtecmagazine.com

ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОЕКТОВ

Контрольная точка 1 Gate 1

Концептуальная оценка Concept Phase Существование концептуальных решений, соответствующих хозяйственным потребностям Are there concepts that meet the business need?

Контрольная точка 2 Gate 2

Отбор Selection Phase Выбор оптимального концептуального решения What is the most appropriate concept?

Рис. 3 Этапы капиталоемкого проекта хозяйственный оборот и получения экономического эффекта от их использования в качестве объектов разработки или предмета сделок (при обмене или приобретении активов и т. п.), рассмотрение общего контекста организации деятельности нефтедобывающих компаний позволяет нам уяснить, для многих впервые, возможные модели включения деятельности группы проектов в общий цикл эксплуатации объектов нефтегазодобывающей промышленности. Еще важнее то, что такое рассмотрение позволяет упорядочить процесс разработки и приступить к решению задач оптимизации ожидаемых показателей осуществления проектов и критериев оценки их успешности с учетом пожеланий всех участников и заинтересованных лиц на ранних этапах деятельности. Процесс разработки и проект Внедрение модели хозяйственной деятельности, ориентированной на базовые производственные процессы, позволяет рассматривать индивидуальные процессы более углубленно и выявлять в их составе субпроцессы, способствующие их совершенствованию и более эффективному решению связанных с каждым процессом задач. Типичный набор составляющих процесса разработки и реализации проекта может включать в себя следующие элементы (см. рис. 3): Типичный набор составляющих процесса разработки и реализации проекта может включать в себя (см. рис. 3 выше) такие элементы как: • Концептуальное решение » наличие или отсутствие технических решений, соответствующих хозяйственным задачам

94 ROGTEC

Контрольная точка 3 (окончательное решение по капиталовложениям) Gate 3 (Final Investment Decision)

Определение характеристик (предварительное проектирование)

Definition Phase (FEED) Соответствие выбранного концептуального решения хозяйственным потребностям после тщательного анализа Does the selected concept meet the business need when subjected to rigorous analysis?

Производство работ Execute Phase Реализация выбранного концептуального решения и ввод в эксплуатацию на согласованных с заказчиком условиях Build the selected concept and bring it into operation as agreed with the client

Figure 3 Phases of the Capital Development Project The structure described enables the establishment of a defined set of targets, activities and deliverables from each phase in accordance with the policies procedures and guidelines for the Develop process and its projects.

The development of such policies, procedures and guidelines will be facilitated by the clarity of process focus provided by the structure. They would be contained within, for example, documents such as Project Management Procedures and Guidelines.

Phase Gates for Control of Projects The phased approach described above provides an opportunity for the establishment of decision gates at the end of each project phase. Each gate will progressively address and help to mitigate outstanding risk and uncertainty from all sources, until at FID the stakeholders will have a very clear picture of how the work to date has been carried out, and what residual risk/uncertainty remains. In that manner, their expectations can be aligned, or at least they can agree to differ, or to add in the contingencies.

It should be noted that some companies have adopted the gate process as a management tool within their management processes. In many cases, they apply it not only to capital development projects, but also to activities in other core processes such as Explore and Appraise. Again, this generates a greater degree of understanding and confidence across the whole business on what is expected at the executive level in order to obtain approval to make an investment. The basis of the targets set will be contained within the guidelines and procedures established for each process.

Benefits of the Structured Approach to Projects To begin with, it is often argues, especially by small upstream companies, that an excess of structure and protocol introduces too much inflexibility to their methods www.rogtecmagazine.com

WELL C

ning

We

ra

inin

g

e-L

ear

OOL CH

!

W E N

TROL S ON

ll Control

T

System 21 e- Learning Web - Based Training Program IADC & API Certified Globally Available 24/7/365 Access Self-Paced Training at Multiple Levels All Major Credit Cards Accepted

Instructor - Led Training Program Well Control Training

(Drilling, Completion/Workover, Well Sevicing)

IWCF Preparatory Course and Testing (Rotary Drilling & Well Intervention)

API

w w w . w e l l c o n t r o l . c o m

ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОЕКТОВ • Обоснование » выявление технических решений, наиболее соответствующих хозяйственным задачам с точки зрения контроля рисков, факторов неопределенности и вариативности • Выбор технических решений » обоснование выбранных концептуальных решений и проработка показателей стоимости, сроков, качества, объема работ и хозяйственных результатов до стадии, соответствующей согласованным критериям принятия окончательного решения о капиталовложениях.

• Производство работ » этап крупных капиталовложений в проектирование, материально-техническое обеспечение, строительство и ввод в эксплуатацию скважин и наземного оборудования. Описанная выше структура позволяет выработать четко определенный набор целевых показателей, мероприятий и конечных результатов деятельности по каждому этапу с учетом общих положений, процедур и указаний, относящихся к процессу разработки месторождений и реализации соответствующих проектов. Разработке упомянутых общих положений, процедур и указаний способствует четкая ориентация функционального процесса, обусловленная выбранной структурой. При этом упомянутые положения, процедуры и указания могут быть зафиксированы в документе «Процедуры и указания по порядку действий в области управления проектами». Контрольные точки при реализации проектов Описанный выше поэтапный подход создает возможности для задания контрольных точек принятия решений по итогам каждого из этапов работы в рамках проекта. Каждая контрольная точка подразумевает постепенное уточнение факторов риска и неопределенности, независимо от их происхождения, и их нейтрализацию с тем, чтобы к моменту принятия окончательного решения о капиталовложениях у всех заинтересованных лиц сложилось однозначное представление об уже выполненных работах и еще не устраненных факторах риска и неопределенности. Такой подход позволяет согласовать пожелания заинтересованных лиц или же, как минимум, зафиксировать существующие разногласия либо учесть их как обстоятельства, требующие уточнения. Следует отметить, что некоторые компании в состав управленческих процессов включили процесс оценки и отбраковки в контрольных точках, используемый как метод принятия управленческих решений. Во многих случаях такой

96 ROGTEC

of doing business, especially when they claim that their developments are “simple”. This may be valid in some cases, but in most cases there are no “simple projects” in the upstream industry. Some degree of process and focus is to be recommended, especially with small entrepreneurial companies that could be destroyed financially by a failed project.

However, there are many benefits to be gained from the adopting the structure and processes outlined above in managing the success of capital projects. These include: 1. Provides a common template across the company in all of its locations as to what is expected by the executive and stakeholders in respect of the investment in the capital project 2. Generates alignment with corporate decision making processes not only within the operator company, but also with joint venture partners and other stakeholders.

3. Generates alignment of the objectives and expectations of the executive, the asset and the project.

4. Facilitates the establishment of standards, procedures and guidelines for the conduct of development projects, and the means to determine targets and deliverables.

5. Facilitates the establishment of common definitions of roles, responsibilities, authorities and accountabilities.

6. Promotes Management by Objectives.

7. Provides a structured and consistent basis within which to incorporate best international practice into the planning and execution of capital projects 8. Provides a consistent environment within which to identify the skills and competencies necessary to achieve a successful project outcome at all phases of the project 9. Supports a structure that promotes multi-discipline teamwork and communication to meet common targets and objectives 10. Provides a vehicle for identifying and managing risk and uncertainty on the project, thus avoiding misunderstanding on stakeholder expectations 11. Provides the environment within which each process and sub-process may be resolved into its component units, thus identifying and defining inputs, roles and responsibilities essential to achieving desired outputs.

12. Supports the definition of principles for devolution of authority to the project and asset team commensurate with the perceived need and residual risk/uncertainty.

Conclusion In conclusion it may be argued that, if upstream companies wish to achieve success in their capital projects, and reap the value rewards that they will bring, they should look very closely at their business structure and processes, and ensure that they represent an environment that will support and promote project success, however it may defined. www.rogtecmagazine.com

PROJECT PLANNING метод применяется не только к капиталоемким проектам, но и к деятельности в рамках других базовых производственных процессов, таких как разведка и доразведка запасов. Упомянутый подход еще более способствует повышению в масштабах корпоративной структуры общего уровня информированности о требованиях, предъявляемых высшим руководством при утверждении капиталовложений. Основания для определения целевых показателей содержатся изначально в указаниях и процедурах, распространяющихся на отдельные функциональные процессы. Положительный эффект от принятия структурного подхода к проектам Прежде всего, нефтегазодобывающие компании, в особенности небольшие, часто ссылаются на то, что чрезмерная структуризация и формализация порядка принятия решений налагает необоснованно жесткие ограничения на их деятельность, особенно в тех случаях, когда они относят рассматриваемые проекты разработки к категории «несложных». В некоторых случаях такую позицию можно признать обоснованной. Тем не менее, как правило, «несложных» проектов в нефтегазодобывающей отрасли просто не встречается. Любому проекту не повредит хотя бы некоторая степень формализации и целенаправленной оценки, особенно если речь идет о небольшой компании, для финансового краха которой достаточно одного неудачного проекта. С другой стороны, внедрение рассмотренной выше структуры и схемы выделения функциональных процессов создает потенциал для значительного повышения вероятности успеха при реализации капиталоемких проектов. К числу положительных факторов относятся: 1. создание общего для компании и всех ее подразделений, независимо от их местонахождения, стандарта требований руководства, участников и заинтересованных лиц в отношении отдачи от намечаемых капиталовложений; 2. согласование принципов принятия корпоративных управленческих решений не только с компаниейоператором, но и с партнерами по совместному предприятию и другими заинтересованными лицами;

показателей и конечных результатов; 5. содействие внедрению единой схемы распределения функциональных обязанностей, ответственности, полномочий и подотчетности; 6. содействие внедрению и развитию системы управления с ориентацией на целевые показатели; 7. формирование структурированной единообразной основы для внедрения передового международного опыта в сфере планирования и осуществления капиталоемких проектов; 8. формирование единой системы выявления навыков и специализации, необходимых для получения положительных результатов на всех этапах реализации проекта; 9. поддержание в действии системы, способствующей сотрудничеству представителей различных дисциплин с целью достижения единых для них результатов; 10. внедрение методики выявления и нейтрализации факторов риска и неопределенности, способствующей предотвращению разногласий в части начальных установок и прогнозов заинтересованных лиц; 11. создание системы, допускающей рассмотрение всех процессов и субпроцессов на уровне их составляющих и позволяющей выявить и однозначно определить вклады, роли и сферы ответственности, имеющие решающее значение для достижения требуемых результатов; 12. содействие внедрению принципов децентрализации и передачи полномочий ответственным за управление объектами и проектами с учетом оценки их важности и значимости связанных с ними факторов риска и неопределенности. Заключение В заключение хотелось бы подчеркнуть, что нефтегазодобывающим компаниям, намеренным добиться успеха в осуществлении капиталоемких проектов и прироста стоимости капитала при их реализации, следует обратить самое пристальное внимание на общую структуру и схему функциональных процессов их деятельности и создать на этой основе среду, способствующую успеху проектов исходя из толкования критериев успеха конкретной компанией.

3. согласование целей и ожидаемых результатов с точки зрения высшего руководства, специалистов, отвечающих за ресурсную базу, и специалистов, отвечающих за реализацию конкретного проекта; 4. содействие внедрению стандартов, процедур и указаний в отношении порядка осуществления проектов разработки, определения их целевых www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 97

ИТ

Специализированные ит инструменты на службе у специалистов нефтегазовых активов

Specialized IT Tools at the Service of Oil & Gas asset Personnel Елена Моисеева, менеджер Делойт Екатерина Павлушкина, менеджер Делойт Елена Лазько, партнер Делойт

B

поисках способов повышения эффективности работы нефтегазодобывающего актива менеджмент рано или поздно приходит к выводу о необходимости повышать качество решений принимаемых производственными специалистами различного уровня. Помимо корпоративной культуры компании и уровня квалификации персонала важнейшим элементом является наличие своевременной, качественной информации о производственных процессах. Каким образом на требуемом уровне обеспечить сбор и хранение информации в рамках каждой из стоящих перед добычным блоком задач? Почему не ERP? Принятой практикой в российских условиях является стремление объединить задачи, решаемые в рамках систем класса ERP с задачами оперативного

98 ROGTEC

Elena Moiseeva, Deloitte Manager Ekaterina Pavlushkina, Deloitte Manager Elena Lazko, Deloitte Partner

I

n searching for methods to improve the operating efficiency of an oil and gas asset, management sooner or later comes to the conclusion that the quality of the solutions employed by various levels of operational personnel must be improved. In addition to a company’s corporate culture and the qualification level of the personnel, the other essential element is the availability of up-to-date high-quality process data.

How can efficient data collection and storage be provided to meet each of the challenges facing the upstream business?

Why not ERP? The current practice in Russia is to try to consolidate all the challenges being addressed under ERP systems with the real-time process control tasks, such as: equipment lifetime management, production monitoring, loss management, drilling management, and various service www.rogtecmagazine.com

IT производственного управления, такими как: управление жизненным циклом оборудования, контроль добычи, управление потерями, управление бурением и различными сервисными операциями (управление технологическим транспортом, обслуживание объектов электроэнергетики и т.д.). Очевиден практический и методологический диссонанс, который содержит такой подход. Причины регулярного повторения такого рода ошибок типичны. Под лозунгом минимизации количества технологических платформ проводится разработка дополнительных функциональных модулей на базе внедренной или внедряемой ERP. В результате компания почти всегда получает результат обратный первоначальной цели. Во-первых, увеличивается совокупная стоимость владения ИС, во-вторых, сотрудники продолжают пользоваться старыми инструментами, параллельно вводя данные в еще одну новую систему. Дорогостоящие ERP, предназначены в первую очередь для поддержки транзакций в области бухгалтерского учета, складской логистики, контроллинга и управления персоналом. Попытка доработать ERP до уровня специализированных инструментов управления специфическими процессами промысла приводит к возникновению проектов с высокими рисками, разрастающимися бюджетами, требует больших сроков. Разработанное решение является, уникальным для компании, как правило не имеет устойчивости, характерной для промышленных продуктов, требует серьезных затрат на поддержку. Назовем несколько лежащих на поверхности аргументов против подобного подхода: 1) ERP является инструментом поддержки

транзакционных операций, и не предназначена для

управления производственными процессами.

2)

ERP системы не являются достаточно гибкими с точки зрения кастомизации пользовательского интерфейса для того, чтобы обеспечить адекватную поддержку производственных процессов.

3) Доработка функциональности сама по себе

является дорогостоящим проектом, и плюс к этому

приводит к потере стандартной поддержки.

4)

Даже если компания преодолела все сложности, выполненная настройка и доработка не позволяет полностью реализовать автоматизацию специфических производственных процессов, утрачивается наглядность, гибкость настройки, многократно усложняется пользовательский интерфейс.

www.rogtecmagazine.com

operations (process transport management, power facility servicing, etc.). The practical and methodological dissonance inherent is such an approach is obvious.

The reasons that these types of mistakes continue to be made are usually the same. Under the banner of minimizing the number of process platforms, additional functional modules are developed on the basis of either a current ERP system or one under development.

The results obtained by a company are almost always counter to the original goal. Firstly, the total cost of ownership of the Information System is increased.

Secondly, employees continue to use old tools while at the same time inputting data into yet another new system.

Cost-intensive ERP systems are primarily intended to support accounting, logistics, controlling, and personnel management. Attempting to modify an ERP system to the level of specialized management tools of specific oilfield processes leads to high-risk projects, sprawling budgets, and longer schedules. Any solution developed by a company remains unique to that company, generally has none of the permanency that is characteristic of industrial products, and requires serious expenses to maintain. We have identified several clear arguments against such an approach: 1) An ERP system is a tool for supporting traditional

operations and is not intended for management of

operations.

2) ERP systems are not sufficiently flexible in terms of

customizing the user interface for ensuring adequate

support of operations.

3) Modifying functionality is in itself a cost-intensive

undertaking and additionally leads to the loss of

standard support.

4)

Even if a company has overcome all obstacles, customization and modification do not make it possible to fully automate specific operations, settings become less clear and flexible, and the user interface is complicated many times over.

For many years, dividing the tasks performed by an asset into governmental and corporate reporting tasks and business unit tasks has been a standard approach worldwide for engineering and automating oil and gas asset operations.

The approach that year after year demonstrates its validity involves operational personnel using specialized automation systems and tools designed to specifically solve their unique problems. At the current time, each oilfield process has specialized support solutions

ROGTEC 99

ИТ Разделение задач, решаемых активом на задачи формирования государственной и корпоративной отчетности, и задачи производственного блока достаточно давно стало в мировой практике стандартным подходом при инжиниринге и автоматизации процессов управления производственной деятельностью нефтегазодобывающего актива. Подход, год за годом доказывающий свою состоятельность, заключается в использовании производственниками специализированных средств и инструментов автоматизации, предназначенных для решения именно их уникальных задач. На данный момент для каждого производственного процесса промысла имеются специализированные поддерживающие решения, которые имеют статус «лучшего в своем классе», солидную историю успешных внедрений и положительные отзывы компаний, которые в том числе за счет использования систем ежегодно достигают высоких производственных показателей и экономят миллионы долларов. Пример 1: Управление оборудованием промысла Для примера рассмотрим процесс управления жизненным циклом оборудования промысла. Процесс как минимум включает в себя управление большим количеством контрактов с поставщиками и подрядчиками, выполняющими технологическое обслуживание и ремонт оборудования, управление фондом оборудования, планирование работ. У автоматизаторов появляется соблазн трактовать весь комплекс операций жизненного цикла оборудования исключительно с точки зрения управления контрактами, поскольку эта функциональность как правило уже реализована а ERP. На первом этапе обычно делают кусочную кастомизацию ERP для каких-либо операций технического обслуживания и ремонта оборудования (ТОРО), например, планирования ремонтов. Затем, в качестве развития системы может быть добавлен блок учета причин отказов оборудования. Разумеется, стандартные конфигурации ERP систем функциональности хранения оперативных производственных данных не предусматривают. Складывается ситуация, когда технический отдел продолжает производить анализ причин отказов, ведя статистику в Excel, т.е. централизованное хранение информации отсутствует и используются те же методы, которые были им доступны и до начала автоматизации процесса в ERP. В то же время в базе данных ERP накапливает неестественным для себя образом терабайты данных, которые, тем не

100 ROGTEC

that are best in their class, have a solid history of successful implementations, and positive references from companies, which, including through the use of respective systems, annually achieve high performance and save millions of dollars.

Example 1: Oilfield Equipment Management For this example, we will look at the oilfield equipment lifetime management process. At a minimum, the process involves the management of a large number of contracts with suppliers and contractors that perform equipment maintenance and repairs, manage the equipment stock, and plan operations.

Automation specialists are tempted to handle the entire scope of equipment lifetime operations exclusively from the standpoint of contract management since this functionality is generally already incorporated in an ERP system. In the first stage, they usually perform segmentbased customization of their ERP system for any type of equipment maintenance and repair operations, such as maintenance planning, for example. Then, a failure cause registration module may be added as an expansion of the system. Naturally, standard ERP system configurations do not include the functionality of storing real-time operations data. A situation develops in which engineers continue to analyze failure causes using the statistics recorded in Excel, i.e., they do not have centralized information storage, and continue using the same methods that were available to them before the process was automated in the ERP system. At the same time, terabytes of data build up unnaturally in the ERP database, which nevertheless do not support either operational or analytical recordkeeping in the needed sections.

The next step in the expansion of this system is the modification of the ERP system to the level required for operational personnel to completely switch to the use of this solution.

Often the data received from the Process Control System (PCS) via certain gateways go directly to the ERP system, thereby creating monstrosities automating the operations from the PCS level up to procurement planning. Such systems are always “roads under repair”, and unfortunately do not provide operational personnel with full process data or all means for analysis.

Returning to equipment lifetime management, we would like to note that, in addition to managing the interaction with suppliers and contractors, the system must also support the following tasks: record failure causes; analyze the causes of equipment failures in order to prevent emergencies; analyze times between failures; plan measures to increase equipment availability, etc. Using an www.rogtecmagazine.com

”ËÓÂÉĂ?Ă Ă?à ÊÆÄÎ ĂŽĂ?ÙÒĂ

IT

”ž“ž ™¢ š ‘¥�ž –§™“–– “¥¯š™¼ ¥›ž“F “‘¨™�” ¢ž�

ÂŽĂ?Ă&#x2030;Ă&#x2026;Ă&#x2030;èĂ&#x2020;Ă&#x2018;Ă&#x160;Ă Ă? Ă&#x2026;Ă&#x2020;Ă?Ă&#x2019;Ă&#x2020;Ă&#x2039;Ă&#x161;Ă?Ă&#x17D;Ă&#x2018;Ă&#x2019;Ă&#x161; Ă&#x2018; 5<8> Ă&#x201E;F <>> Ă&#x153;Ă?Ă&#x2030;Ă&#x2018;Ă&#x2019;Ă&#x17D;Ă&#x192; Ă&#x192; 56 Ă&#x17D;Ă&#x201D;Ă&#x2030;Ă&#x2018;Ă Ă&#x2022; Ă?Ă&#x17D; Ă&#x192;Ă&#x2018;Ă&#x2020;Ă&#x152;Ă&#x201C; Ă&#x152;Ă&#x2030;Ă?Ă&#x201C;

Â&#x201D;Â&#x17E;Â?Â&#x161;Â&#x17E;Â?Â&#x201D;

Â&#x2022;Â&#x2018; Â&#x203A;Â&#x203A;Â&#x2018;ÂĄ

Â&#x2022;ÂŁÂ&#x2019;Â&#x2018;Âź

Â&#x203A;Â&#x17E;Â?Â&#x2022;Â&#x17E;Â?

Â&#x153;Â&#x17E;ÂĄÂ&#x161;Â&#x201C;Â&#x2018;

Â?ÂŞÂŽXÂźÂ&#x17E; Â&#x161;

Â&#x; Ă Ă&#x2039; Ă&#x17D; X Â&#x2018; Ă&#x2039; Ă&#x161; Ă&#x2019; Ă&#x17D;

Â&#x17E;¥¢Â&#x2122;Â?

Â&#x;Â&#x2013;Â&#x161;Â&#x2122;Â?

¼ªŽ¥¢Â&#x17E;Â?

O Â&#x153;Ă&#x2020;Ă&#x2021;Ă&#x2026;Ă&#x201C;Ă?Ă Ă?Ă&#x17D;Ă&#x2026;Ă?Ă Ă? ÂŽĂ?Ă&#x2030;Ă&#x2026;Ă&#x2030;èĂ&#x2020;Ă&#x2018;Ă&#x160;Ă Ă? ¤Ă&#x2030;Ă?Ă&#x152;Ă Â&#x201D;Ă&#x17D;Ă&#x2026;Ă Ă?Ă&#x17D; Â?Ă&#x2020;Ă&#x201D;Ă&#x2019;Ă&#x2030; Ă&#x2030; Â&#x201D;Ă Ă&#x2C6;Ă&#x201C;N \ ")s- ") Â&#x17E; Ă&#x2026;Ă?Ă Ă&#x2030;Ă&#x2C6; OÂĄĂ Ă&#x152;Ă&#x2122;Ă&#x2022; Â&#x;Ă?Ă&#x2020;Ă&#x2018;Ă&#x2019;Ă&#x2030;Ă&#x2021;Ă?Ă&#x2122;Ă&#x2022; ¤Ă&#x2030;Ă?Ă&#x152; Ă&#x192; Â&#x153;Ă&#x2030;Ă?Ă&#x2020;N \ /&. /# .) ." )* 5>> 1 #,' Â&#x2122; Ă&#x2018;Ă&#x2018;Ă&#x2039;Ă&#x2020;Ă&#x2026;Ă&#x17D;Ă&#x192;Ă Ă?Ă&#x2030;Ă? Ă?Ă&#x2122;Ă?Ă&#x160;Ă Ă&#x192;Ă&#x2122;Ă&#x2018;Ă&#x17D;Ă&#x160;Ă&#x17D; Ă&#x17D;Ă&#x2013;Ă&#x2020;Ă?Ă&#x2030;Ă&#x2039;Ă&#x2030; Â&#x2019;Ă&#x2020;ĂŤĂ&#x160;Ă&#x2020;Ă? Â&#x2019;Ă&#x17D;Ă&#x2019;Ă&#x2019;Ă&#x2018; Ă&#x2C6;Ă Ă?Ă ĂŠĂ&#x2030; OĂ?Ă Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x17D;Ă&#x17D;Ă&#x201A;Ă?Ă Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x2122;Ă&#x2020; Ă&#x2030; Ă&#x192;Ă&#x2018;Ă&#x2020;Ă&#x2018;Ă&#x2019;Ă&#x17D;Ă?Ă&#x17D;Ă?Ă?Ă&#x2030;Ă&#x2020; Ă&#x203A;Ă&#x160;Ă&#x2018;Ă?Ă&#x2020;Ă?Ă&#x2019;Ă?Ă&#x2122;Ă&#x2020; Ă&#x2C6;Ă?Ă Ă?Ă&#x2030;Ă? Ă&#x192; Ă&#x2018;Ă&#x201C;Ă&#x2026;Ă&#x2020;Ă&#x201A;Ă?Ă&#x2122;Ă&#x2022; Ă&#x2018;Ă?Ă&#x17D;Ă?Ă Ă&#x2022;N Ă&#x2030; OèĂ&#x2030;Ă&#x2018;Ă&#x2039;Ă&#x2020;Ă?Ă?Ă&#x17D;Ă&#x2018;Ă&#x2019;Ă&#x161; Ă&#x2030; Ă&#x192;Ă&#x2122;Ă&#x2018;Ă&#x17D;Ă&#x160;Ă&#x2030;ĂŤ Ă&#x201C;Ă?Ă&#x17D;Ă&#x192;Ă&#x2020;Ă?Ă&#x161;N Ă?Ă ĂŠĂ&#x2020;ĂŤ Ă&#x160;Ă&#x17D;Ă?Ă?Ă&#x17D;Ă?Ă Ă&#x2019;Ă&#x2030;Ă&#x192;Ă?Ă&#x17D;ĂŤ Ă&#x160;Ă&#x2039;Ă&#x2030;Ă&#x2020;Ă?Ă&#x2019;Ă&#x201C;Ă?Ă&#x2122; \ " ' ,- ¤ Ă&#x2030;Ă?Ă&#x152;Ă k5 Ă?Ă&#x17D; èĂ&#x2030;Ă&#x2018;Ă&#x2039;Ă&#x201C; Ă&#x17D;Ă&#x201A;Ă?Ă Ă&#x2014;Ă&#x2020;Ă?Ă&#x2030;ĂŤ Ă?Ă&#x17D; Ă&#x2030;Ă?Ă&#x2019;Ă&#x2020;Ă&#x2039;Ă&#x2039;Ă&#x2020;Ă&#x160;Ă&#x2019;Ă&#x201C;Ă Ă&#x2039;Ă&#x161;Ă?Ă&#x17D;ĂŤ Ă&#x2018;Ă&#x17D;Ă&#x201A;Ă&#x2018;Ă&#x2019;Ă&#x192;Ă&#x2020;Ă?Ă?Ă&#x17D;Ă&#x2018;Ă&#x2019;Ă&#x2030; \ ),*), . )/(- & Â&#x153;Ă&#x2122; Ă&#x2C6;Ă?Ă Ă&#x2020;Ă&#x152; Ă&#x2018;Ă&#x192;Ă&#x17D;Ă&#x2020; Ă&#x2026;Ă&#x2020;Ă&#x2039;Ă&#x17D;F Â&#x201C;Ă&#x17D; Ă&#x152;Ă?Ă&#x17D;Ă&#x201E;Ă&#x2030;Ă&#x2022; Ă&#x2018;Ă&#x2039;Ă&#x201C;èà Ă?Ă&#x2022; Ă&#x152;Ă&#x2122; Ă&#x201A;Ă&#x2122;Ă&#x2039;Ă&#x2030; Ă&#x17D;Ă&#x2018;Ă?Ă&#x17D;Ă&#x192;Ă&#x17D;Ă?Ă&#x17D;Ă&#x2039;Ă&#x17D;Ă&#x2021;Ă?Ă&#x2030;Ă&#x160;Ă Ă&#x152;Ă&#x2030;F

The Depth of Our Experience speaks volumes.

Breaking legal ground since 1840 800 lawyers in 12 global offices

­ X Â&#x2122;ÂŻÂ&#x2022;

â&#x20AC;&#x153; Global Oil and Gas Law Firm of the Yearâ&#x20AC;? Whoâ&#x20AC;&#x2122;s Who One of the â&#x20AC;&#x153;Most Prestigious Firms in the Worldâ&#x20AC;? Vault Guide to the Top 100 Law Firms Market research praised Baker Botts for our â&#x20AC;&#x153;diverse and deep pool of litigation expertiseâ&#x20AC;? and the â&#x20AC;&#x153;size and sophisticationâ&#x20AC;? of our corporate clientele - Chambers # 1 Go-To firm for Intellectual Property Corporate Counsel We know it. In many cases, we wrote the book.

Š20 0 8 B a k e r B o tts L.L.P.

www.rogtecmagazine.com

w w w . b a ROGTEC k e r b o t t s . c101 om

ИТ менее, не позволяют обеспечить ни операционной, ни аналитической отчетности в нужных разрезах. Следующим шагом развития этой схемы становится доработка ERP системы до уровня, необходимого чтобы производственники полностью перешли на использование данного решения. Часто данные, получаемые из АСУТП через некие шлюзы, напрямую попадают в ERP, создаются монстры, автоматизирующие производственные процессы от уровня АСУТП до планирования закупок. Такие системы всегда дороги в обслуживании, и, к сожалению, не обеспечивают производственников данными и средствами анализа в полной мере. Возвращаясь к управлению жизненным циклом оборудования, заметим, что помимо управления взаимодействия с поставщиками и подрядчиками система также должна обеспечивать решение следующих задач: регистрация причин поломок, анализ причин отказов оборудования с целью предупреждения аварий, анализ наработки на отказ, планирование мероприятий по повышению продуктивного времени работы оборудования и т.д. Решение этих задач требует наличия данных, весь объем которых изначально невозможно накопить, а затем адекватно представить в необходимых аналитических разрезах, если процесс поддерживается разработкой на базе ERP системы. Для сравнения представим примерный перечень задач, которые позволяют решать существующие на рынке достаточно долгое время специализированные системы: 1) Планировать ремонтные работы и работы

технического обслуживания оборудования.

2) Отслеживать состояния ремонтных работ от заявки

на работу до ее завершения с контролем

результатов исполнения.

3) Утверждать заявки на выполнение ремонтных

работ, заказы материалов для ремонта или вывод

оборудования из эксплуатации.

4) Планировать ремонтные работы с точностью до

операции, что позволяет четко описать все

действия, которые необходимо выполнить в ходе

работ по наряду на работу.

5) Планировать людские и материальные ресурсы,

резервировать и регистрировать фактические

затраты этих ресурсов по отельному наряду на

работу. Оперативно сравнивать план/факт.

6) Планировать и регистрировать использования

инструментов. Учитывать затраты на инструменты

с детализацией до наряда.

7) Просматривать доступность материалов и

инструментов непосредственно из наряда.

102 ROGTEC

ERP-based tool to resolve these problems requires more data than can be initially accumulated and then adequately presented for the required analytical purposes.

For a comparison, we present a sample list of tasks that can be carried out by specialized systems that have been on the market for quite a long time: 1) Plan equipment maintenance and repair operations.

2) Track the status of repairs, from the repair ticket to its

completion, and monitor the repair results.

3) Approve repair tickets, requisitions for repair materials,

or equipment decommissioning.

4) Plan maintenance operations down to an individual

operation, which makes it possible to precisely

describe all actions required for completion of a

work order.

5) Plan human and material resources, and reserve and

record the actual use of these resources per individual

work order. Compare planned/actual use in real time.

6) Plan and record tool usage. Track tool expenditures

down to an individual work order.

7) Review the availability of materials and tools directly

from the work order. Create procurement requisition

for required materials directly from the work order.

Create third-party service requisitions directly from the

work order.

8) Perform equipment inspections in conjunction with

other operations.

9) Track serviceable spares. Track the process from

removal of the part through arrival for in-house repairs

up to arrival at warehouse from in-house repairs. That

is, after a part has been repaired, it becomes available

at the material warehouse.

10) Track alternate spares, i.e., spares that may be used

on the fly in place of the sought-after ones.

11) Track pieces of equipment as materials, which

makes it possible to implement the complete

equipment procurement cycle from requisition through

delivery to the onsite warehouse up to installation. www.rogtecmagazine.com

IT

Working Locally, Thinking Globally Система планового технического обслуживания и ремонтов Система технического обслуживания по состоянию Система материально-технического снабжения Система складского учета и учёта запасных частей Система управления безопасностью и качеством Система управления кадрами Система взаимодействия центрального офиса с удаленными объектами Интеграция с системами АСУ ТП и

корпоративными информационными системами

Комплексные решения по автоматизации систем технического обслуживания и ремонтов, материально-технического снабжения, управления безопасностью и качеством. Проектирование и внедрение “под ключ”, поставка программного обеспечения, создание баз данных, системная интеграция,консультации и обучение.

www.spectec.net - info.spectec.net

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 103

ИТ

Создавать запросы на закупку недостающих

материалов непосредственно из наряда.

Создавать запросы на услуги сторонних

организаций непосредственно из наряда.

8) Проводить инспекции оборудования совместно с

другими работами.

9) Учитывать ремонтопригодные запчасти.

Отслеживать процесс: демонтаж детали

– поступление во внутренний ремонт – поступление

на склад из внутреннего ремонта. Т.е. после

того, как запчасть отремонтирована, она

становится доступна на складе материалов.

10) Учитывать альтернативные запчасти. Т.е. запчасти,

которые могут быть оперативно использованы

взамен искомых.

11) Отслеживать единицы оборудования, как

материалы, что позволяет реализовать полный

цикл закупки единиц оборудования от заявки до

поступления на внутренний склад и установки.

12) Выполнять работы в привязке к проекту.

13) Отслеживать требования безопасности в ходе

выполнения работ по проекту.

14) Отслеживать сроки и затраты в рамках бюджетов,

привязанных к проекту.

15) Оперативно контролировать остатки бюджетов

проектов.

16) Реализовать стратегию ремонта «по состоянию»,

когда для единицы оборудования задаются

контрольные измерительные точки, периодически

производится съем показаний с этих точек

(например, температура или давление) и при

выходе данных за установленные пределы система

формирует наряда на корректирующее

обслуживание.

17) Управлять калибровками оборудования КИПиА.

Система формирует задания на калибровку

оборудования с необходимыми данными

калибровки на периодической основе и хранит

результаты калибровок. Пример 2: управление бурением Приведем еще один пример производственного процесса на уровне актива - управление буровыми работами в разведочном и эксплуатационном бурении. Процесс включает работу с подрядчиками, планирование инвестиций, обработку геологической информации, планирование буровых работ, закупку оборудования и материалов. Очевидно, что поддержка данных операций, а так же реализация ключевого элемента процесса – ведения паспорта скважины - в полном объеме на базе ERP системы невозможна. В то же время существующие специализированные системы имеют следующие возможности: 1) Обработка данных состояния скважин при

планировании, бурении, заканчивании, испытаниях

104 ROGTEC

12) Link any work to a project.

13) Track project safety requirements.

14) Track schedules and costs against project budgets.

15) Manage the remaining balances of project budgets in

real time.

16) Implement an on-condition maintenance (OCM) system

that uses monitoring checkpoints to take regular

readings (for example, temperature or pressure) and

generates maintenance work orders when the values

go beyond the set limits.

17) Manage instrumentation calibrations. The system uses

the required calibration data to generate regular

calibration work orders and stores calibration results.

Example 2: Drilling Management We present yet another example of an asset-level operation – exploration and production drilling management.

This process involves contractor relations, investment planning, processing of geological data, drilling operations planning, and procurement. Obviously, an ERP system cannot fully support these operations or maintain the well file, which is a key element of the process. At the same time, existing specialized systems have the following capabilities: 1) Process well status data during planning, drilling,

completion, testing, and workover.

2) Visualize wellbore arrangement, from spud-in to

abandonment.

3) Significantly facilitate accounting, analysis, and

concurrent usage of data under a single system due

to the comparing of databases on completed projects,

problems, equipment failures, and plans with actual

and unforeseen events.

4) Manage drilling rig progress.

5) Display real-time key operations data, including priority,

location, and current status.

6) Manage drilling downtime.

7) Display data on drill rig leasing (for the Client) or on drill

rig availability (for the Contractor), including dates,

rates, and attachable documents.

8) Identify important dates in operations (deadlines,

stages, and conditions).

9) Estimate wellsite resources, such as personnel,

equipment, or services.

10) Create individual reports for presenting data on

operations and drilling rigs.

11) Inform corporate users, partners, or service providers

on changes in the drilling rig progress schedule.

12) Group together operations for a single drilling rig so

that when the first operation dates are changed, the

dates of subsequent operations are automatically

changed accordingly.

13) Use a unified database to plan, distribute, and measure

performance for construction and land remediation. www.rogtecmagazine.com

IT

и капремонте.

2) Визуализация схемы ствола скважины, начиная от

забуривания скважины до ее ликвидации.

3) Значительное облегчение ведения отчетности,

анализа и совместного использования данных в

рамках единой системы благодаря сравнению

базы данных по завершенным проектам,

проблемам, отказам оборудования и планам с

фактическими и непредвиденными событиями.

4) Управление движением буровых.

5) Представление оперативной ключевую

информацию по работе, включая приоритет, место

расположения, и текущий статус.

6) Управление непроизводительным временем в

бурении.

7) Представление данных об аренде буровых (для

Заказчика) или о доступности буровой для

работ (для Подрядчика), включая даты, расценки и

прилагаемые документы.

8) Выделение важных дат в работах (предельные

сроки, этапы и условия).

9) Оценка ресурсов на буровой, таких как персонал,

оборудование или сервисные услуги.

10) Создание индивидуальных отчетов для

представления данных о работах и станках.

11) Информирование пользователей в корпоративной

сети, партнеров или поставщиков услуг об

изменении графика движения буровых.

12) Группировка работы вместе для одного станка,

таким образом, что при смене дат первой работы,

даты последующих работ установятся согласно

первой автоматически.

13) Планирование, распределение и измерение

производственных показателей для строительства,

рекультивации и регенерации земель на основе

единой базы данных.

14) Эффективный контроль эксплуатационных затрат

при помощи финансовых выборок на текущий

момент.

15) Наглядное представление арендных обязательств

позволяет улучшить процесс принятия решений

в отношении приобретения или отчуждения

собственности. Можно привести немало примеров того, как функциональность специализированных систем отвечает реальным потребностям промысла в отличие от разработок на базе ERP. Подчеркнем, что основными достоинствами таких систем является простота внедрения, интегрируемость и эффективная поддержка в решении ежедневных задач. Они способны обеспечивать специалистов промысла полной, качественной и своевременной информацией, необходимой для принятия эффективных производственных решений. www.rogtecmagazine.com

14) Use financial data snapshots for efficient monitoring

of operating expenses.

15) Clear presentation of lease obligations makes it

possible to improve the decision-making process

with regard to obtaining or assigning property.

We could present numerous examples of how the functionality of specialized systems meets the current oilfield needs as opposed to ERP solutions. We would like to emphasize that the main advantages of such systems are simple implementation, integration capability, and effective support in solving day-to-day problems. These systems can provide oilfield specialists with complete, high-quality, and timely data required to make efficient operations-related decisions.

The shifting of priorities in selecting oilfield information systems toward specialized tools is only a matter of time. This approach has proven itself in many successful companies and may serve as a point of reference for the IT personnel of oil and gas assets. Смещение приоритетов при выборе информационных систем для нефтепромысла в сторону специализированных инструментов лишь вопрос времени. Данный подход зарекомендовал себя во многих преуспевающих компаниях и может служить ориентиром для служб информатизации нефтегазодобывающих активов.

Елена Лазько, партнер Делойт Elena Lazko, Deloitte Partner

Елена Моисеева, менеджер Делойт Elena Moiseeva, Deloitte Manager

Екатерина Павлушкина, менеджер Делойт Ekaterina Pavlushkina, Deloitte Manager

ROGTEC 105

БЕЗОПАСНОСТЬ

Решение Новых Проблем Безопасности: Тайны и Загадки Managing the New Security Challenges: Mysteries and Puzzles Тони Макклинэган Компания Control Risk

B

своей книге “Реорганизация государственных разведывательных служб в эпоху информационных технологий” Грег Тревертон проводит различие между тайнами и загадками. По утверждению автора, в конце двадцатого века разведывательное сообщество уделяло основное внимание разгадыванию загадок,

106 ROGTEC

Tony McClenaghan Control Risks

I

n his book “Reshaping National Intelligence for an Age of Information” Greg Treverton made the distinction between mysteries and puzzles, suggesting that, in the intelligence world, the emphasis in the late twentieth century had been on finding answers to puzzles that could, in principle, have been answered definitively if only the information had www.rogtecmagazine.com

SECURITY однозначное решение которых возможно при наличии необходимой информации. Раскрытие же тайн с получением однозначных ответов невозможно даже в принципе. Такое разделение тайн и загадок может найти применение и подвергнуться дальнейшей проработке в контексте безопасности. Загадками можно считать вопросы, на которые можно найти ответы, основываясь на фактах и информации, в то время как к числу тайн относятся вопросы, не имеющие ответов, при рассмотрении которых опираются на суждения, анализ, интерпретации.

been available. Mysteries, on the other hand, could not be answered with certainty even in principle. This is a useful distinction which can be further developed in the security context. Puzzles might be thought of as those issues that have answers and involve facts and data, while mysteries are those issues for which there are no answers and involve judgement, analysis and interpretation.

Alongside traditional threats of, for example, kidnapping, new ones are emerging. Islamist terrorism is a growing and worrying phenomenon, with a four fold increase in attacks in the early part of this decade, driven largely by Наряду с традиционными видами угроз, например, activity in the Middle East and Pakistan. In Russia Chechen угроза похищения, появляются новые. Вызывает separatists have, in recent years, increasingly adopted беспокойство расширение масштабов исламского the banner of radical Islam and established connections терроризма; число террористических актов в начале to the global Jihad of Al-Qaeda, and their activities have текущего десятилетия увеличилось в четыре раза, в moved to other regions of the North Caucasus, including значительной степени, за счет событий на Ближнем Dagestan and Ingushetia. Energy installations face a Востоке и в Пакистане. За последние годы в России credible terrorist threat in the North Caucasus while, in чеченские сепаратисты все чаще и чаще выступали под the short to medium term, those in the Caspian region, as флагом исламских радикалов, устанавливая контакты well as in Siberia and in the Russian Far East, face a less со сторонниками всемирного джихада из организации credible terrorist threat. However, in the longer term, with Аль-Каеда. Их деятельность increasing energy shortages переместилась в другие and in the event of increased Решения некоторых регионы Северного tensions between the west Кавказа, включая Дагестан загадок сами по себе and Russia, ‘geopolitical и Ингушетию. Существует sabotage’ against pipelines могут способствовать непосредственная is possible even in these угроза проведения возникновению тайн regions. A credible rise in террористических актов на Islamic fundamentalism The answer to some puzzles объектах энергоснабжения in Central Asia could also Северного Кавказа. might in themselves contribute heighten the risks of terrorist При этом в кратко- и attacks against pipeline to the existence of mysteries среднесрочной перспективе infrastructure, owing to the объекты Прикаспийского lack of other accessible региона, а также Сибири и Дальнего Востока России targets. But the issue needs to be kept in perspective. The подвергаются менее серьезной угрозе со стороны US National Counterterrorism Centre (NCTC) statistics террористов. Однако в долгосрочной перспективе, suggest that only a very small percentage of terrorist по мере роста дефицита энергоносителей и в случае attacks are directed against the energy sector. Far more усиления напряженности в отношениях между Западом damage has been done by vapour cloud explosions caused и Россией, существует вероятность организации актов by process failure, pipe corrosion and other maintenance “геополитического саботажа” на трубопроводах даже failures. Despite these concerns about the vulnerability в этих регионах. Существенный рост исламского of oil and gas infrastructure to terrorism, the threat is фундаментализма в Средней Азии также может broadly manageable with existing technical solutions привести к возникновению риска террористических and management practices. More challenging from an актов, направленных, в связи с отсутствием International Oil Company (IOC) perspective are the growing других легкодоступных целей, на уничтожение problems associated with insecurity and poor governance инфраструктуры трубопроводов. Однако данный in major producing countries. вопрос требует комплексного анализа. Согласно статистическим данным Национального центра Studies by IEA World Energy Outlook and others indicate США по борьбе с терроризмом, процентная доля that 73% of the world’s gas supply comes from medium террористических актов, нацеленных на предприятия to high risk states – be it political or security risk or, indeed, энергетической отрасли, невелика. Значительно both. By 2020 over half the worlds growing demand for больший ущерб причиняют взрывы газа, вызванные supply will come from developing or transition states. In отклонениями от проектных режимов проведения this medium to high risk context kidnapping of expatriate технологических процессов, коррозией труб и другими IOC workers has nearly doubled in the period 2004 – 2006, техническими отказами. Несмотря на наличие often driven by new threats such as community issues. подобных опасений, связанных с возможностью We cannot afford to lose sight of the possible connection www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 107

БЕЗОПАСНОСТЬ проведения террористических актов, направленных на уничтожение уязвимой инфраструктуры нефтегазовых предприятий, в целом снижение данной угрозы возможно за счет использования существующих технических решений и принятых методов организации работ. С точки зрения международных нефтяных компаний, более сложной задачей является решение растущих проблем, связанных с отсутствием стабильности и недостатками систем государственного управления в основных нефтедобывающих странах. Согласно результатам исследований, проведенных Международным энергетическим агентством при подготовке доклада World Energy Outlook (“Прогноз мировой энергетики”), а также другими организациями, 73% поставляемого на мировые рынки газа поступает из государств, пребывание в которых сопряжено со средним или высоким риском, обусловленным политическими факторами или факторами безопасности (а, в некоторых случаях, сочетанием факторов обоих типов). К 2020 г. более половины растущего мирового спроса будет удовлетворяться за счет поставок из развивающихся стран и государств, переживающих переходный период. В данной ситуации, для которой характерно наличие среднего или высокого риска, число похищений иностранных специалистов международных нефтяных компаний в период с 2004 по 2006 г. почти удвоилось. Часто у истоков похищений лежат новые факторы угрозы, связанные, например, с проблемами местного населения. Мы не должны позволять себе игнорировать возможное наличие связи между этими двумя явлениями; проблемы местного населения, не вызывающие особенно острых конфликтов, могут служить причиной террористических актов и похищений с самыми серьезными последствиями. Такая динамика событий изменяет ситуацию в области безопасности, требуя скорректировать традиционную ориентацию на катастрофические события и повысить внимание к угрозам, приводящим к менее серьезным последствиям, но возникающим более часто, способным в большей степени привести к нарушению производственной деятельности. Мелкие преступления, межэтнические столкновения между местным персоналам и рабочими, привезенными из других стран, а также повальная коррупция относятся к числу наиболее реальных из существующих угроз. Например, в октябре 2006 г. в ходе столкновений между казахскими и турецкими рабочими в жилом комплексе на нефтяном месторождении Тенгиз (в Атырауской области на западе Казахстана) пострадало приблизительно 140 человек. С начала 1990-х гг. тысячи граждан Турции приехали в Казахстан для работы на стройплощадках в крупных городах, таких, как Астана и Алматы, а также на нефтяных месторождениях. Существующая в Казахстане проблема нехватки квалифицированных

108 ROGTEC

between the two, however, and low intensity communities issues can be causal to high impact acts of terrorism and kidnapping.

These dynamics are changing the security environment as the traditional focus on catastrophic events needs to shift to dealing with lower impact but higher frequency threats which can be more disruptive to business. Petty crime, inter-ethnic clashes between imported and local labour and endemic corruption are the current most realistic risks.

For example, clashes broke out in October 2006 between Kazakh and Turkish workers at a residential settlement at the Tengiz oilfield (Atyrau, western Kazakhstan), injuring around 140 people. Since the early 1990s, thousands of Turks have come to Kazakhstan to work on construction sites in the major cities, such as Astana and Almaty, as well as on the oilfields. Kazakhstan suffers from an unevenly skilled labour force, with few experienced managers, making it difficult for many foreign companies to meet legal requirements of local content employment.

Elsewhere in the region the illegal tapping of pipelines has resulted in shutdowns while repairs have been made.

In some cases there have been oil/condensate leaks resulting in ground contamination. In most cases there was a considerable loss in export volume and, therefore, in revenue. Even if an illegal tap has not led to product loss, the pipeline still has to be inspected and repaired, usually involving reducing pressure flow with similar loss of revenue.

It would seem obvious that for illegal pipeline tapping to be successful there needs to be a market for the stolen product; criminal elements with the technical ability and equipment to carry out the attacks; an ineffective security environment and a low probability of being detected and prosecuted. The security solutions to the problem reflect a mixture of puzzles and mysteries. For the puzzles it is, of course, relatively straightforward to devise effective physical security measures appropriate to the threat. Block Valve Stations can be protected with a security management system comprising fence with perimeter intruder detection system and monitored by CCTV, all relayed to a central monitoring station. Technology exists to monitor pipelines using fibre optic sensing devices that can detect ground

www.rogtecmagazine.com

SECURITY трудовых ресурсов и наличия малого числа опытных руководителей затрудняет выполнение многими иностранными компаниями предъявляемых к ним требований о найме местных работников. В других частях данного региона случаи противозаконного подключения к трубопроводам приводили к прекращению подачи продукции на период проведения ремонта. В некоторых ситуациях наблюдались утечки нефти и газоконденсата, в результате которых происходило загрязнение почвы. В большинстве случаев отмечалось значительное снижение объема поставок продукции и, соответственно, прибыли. Даже если противозаконное подключение к трубопроводу не приводило к потере продукции, для проведения осмотра и ремонта трубопровода, как правило, требовалось уменьшение напора с соответствующим снижением прибыли. Представляется очевидным, что противозаконное подключение к трубопроводам имеет смысл лишь при условии существования рынка реализации украденной продукции, наличия у преступных элементов необходимых технических навыков и оборудования, низкой эффективности систем охраны, малой вероятности обнаружения и уголовного преследования. Решения данной проблемы за счет организации охраны представляют собой сочетание загадок и тайн. В том, что касается загадок, разумеется,

movement or vibrations in the vicinity of the pipe. But no amount of detection or delaying mechanism will be worth the financial outlay unless there is an effective response capability, and this is where we start moving towards the mysteries.

Information gathered from among the local communities may help to thwart intended attacks, as well as identify what happens to the product after an incident, but to be successful it requires an effective community relations plan and close cooperation between the community relations and security teams. Guard, patrol and response forces tend to be recruited from the same local communities so they will undoubtedly be known to criminal elements that may exert pressure to be involved in corrupt practices, whether by direct involvement in tapping or being persuaded not to report suspicious activities. Guards therefore need to be effectively managed and well motivated. They must be adequately recompensed financially and made to feel they are appreciated for the essential contribution they make to the overall success of the operation. They must be equipped with state of the art equipment, including adequate response vehicles that can reach the scene of a potential tap before it has been completed. And finally, there needs to be an effective back up from local law enforcement agencies to ensure a proper investigation of incidents, and prosecution of suspected offenders.

БЕЗОПАСНОСТЬ разработка эффективных мер физической охраны, соответствующих данной угрозе, не составляет большого труда. Защита крановых узлов может быть организована с использованием охранной системы, состоящей из ограждения со средствами обнаружения вторжения и видеонаблюдения, сигналы с которых поступают на центральный пост контроля. Существуют технологии, дающие возможность контролировать состояние трубопроводов с помощью сенсорных устройств на базе волоконно-оптических кабелей, позволяющих выявлять движения почвы или вибрации на участках трассы трубопровода. Однако затраты на устройство систем обнаружения и сдерживания могут быть оправданы лишь при наличии эффективных средств реагирования, и здесь мы переходим в область тайн. Информация, получаемая от представителей местного населения, может помочь предотвратить намеченные преступные акты, а также определить, что именно происходит с продукцией после ее хищения. Однако для успешного сбора такой информации требуется разработка эффективного плана взаимодействия с местным населением и тесное сотрудничество между специалистами по связям с общественностью и службами охраны объектов. Сотрудники служб охраны, патрулирования и реагирования, как правило, нанимаются из числа тех же самых представителей местного населения. В связи с этим личность сотрудников, несомненно, не является тайной для преступных элементов, которые могут оказывать на них давление в целях их вовлечения в противоправную деятельность (в виде прямого участия в хищении продукции из трубопроводов либо согласия не сообщать о подозрительных действиях). Таким образом, существует потребность в эффективной организации работы сотрудников служб охраны и в предоставлении им надлежащих стимулов. Они должны получать достаточно высокое вознаграждение. Кроме того, сотрудники должны чувствовать, что их необходимый вклад

110 ROGTEC

The criminal law code in Russia has recently been amended to create specific offences relating to pipeline tapping.

Clearly not all of this rests with security departments, but we have seen a period of rapid change in the corporate security function within IOCs as it evolves to respond to a broader range of threats, increasingly serving core business needs, even though its room for manoeuvre becomes more constrained by regulation, host government sensitivity and stakeholder scrutiny. We have seen concerned governments introduce legislation, codes or regulation, or setting standards for Critical National Infrastructure, all leading to a tightening of physical security standards at a cost which often has to be borne by the business.

We have seen legal and ethical concerns about whether business is complicit in human rights abuses which can be the root cause of security threats, with increasing NGO scrutiny leading to “no where to hide” and driving the need to manage these softer risks. And the number of companies participating in the UN Voluntary Principles on Security and Human Rights continues to grow.

Duty of care to employees operating in the complex global environment is an increasing issue with growing links to morale and retention. ‘Perception’ of risks causes difficulty in recruitment or retention of expatriates working in difficult environments.

Some of these issues can be seen as ‘puzzles’; for example, how to protect a physical asset from attack by criminals or terrorists; how to protect travelling executives; how to protect intellectual property – there is an answer out there somewhere, it may be simple or complex to work out, others may have done so before. Mysteries, on the one hand, are intractable risks rooted in complex situations such as how to pre-empt community issues from interrupting business. They occur mostly when the host government cannot or will not protect businesses to emerging industry standards and focus the emphasis for corporate security professionals on www.rogtecmagazine.com

SECURITY в дело достижения общего успеха при реализации проекта получает высокую оценку. Им должно быть предоставлено самое современное оборудование, включая надлежащие транспортные средства, предназначенные для оперативного реагирования, на которых сотрудники службы охраны могут прибыть в зону возможного нелегального подключения к трубопроводу до завершения преступных действий. Наконец, местные правоохранительные органы должны оказывать им эффективное содействие, обеспечивающее надлежащее расследование происшествий и уголовное преследование подозреваемых. Не так давно в уголовный кодекс Российской Федерации были внесены поправки, на основании которых действия, связанные с несанкционированным подключением к трубопроводам, были отнесены к составу отдельных правонарушений. Очевидно, что в решении данного вопроса далеко не все зависит от служб безопасности. Однако в настоящее время мы наблюдаем стремительные изменения функций служб безопасности в составе международных нефтяных компаний, связанные с реорганизацией в целях устранения большего числа угроз и обеспечивающие более полное удовлетворение основных потребностей хозяйственной деятельности. При этом пространство для маневров все больше и больше ограничивается нормативно-правовыми требованиями, реакциями со стороны государственных органов, а также контролем, осуществляемым заинтересованными участниками. В настоящее время правительства отдельных стран принимают законы, своды правил и нормативные акты, а также устанавливают стандарты для критически важных объектов инфраструктуры национального значения, в результате чего происходит ужесточение требований,

early planning and integrated solutions. What we need to be aware of, however, is that the answer to some puzzles might in themselves contribute to the existence of mysteries. For example, IOCs are often forced by crime rates and local conditions to build well protected life camps which by their very nature erect barriers between them and their host communities, driving a wedge between them and creating a “them” and “us” attitude. How to resolve that is indeed a Mystery but it has been successful in Yemen, Papua New Guinea and Indonesia Emerging challenges resemble “mysteries” more than “puzzles”; the security function is more proactive, but more constrained and an early involvement of the corporate security function increases opportunities for risk reduction at the most effective and cost efficient time. Security is converging with other functions but how mature or sophisticated are large companies; is it still a “mystery”?

And while Puzzles might be resolved, some answers may contribute to the existence of Mysteries and these could rebound with a much fiercer bite – reputation, media attention, stock market reaction and possible damage to the environment.

Tony McClenaghan is a Senior Consultant in the Crisis and Security Consulting division of Control Risks in London. He provides Business Protection solutions to a wide range of clients in the oil and gas sector and manufacturing industries.

Компания TECPESA - ведущее испанское предприятие, предоставляющее услуги по врезке в работающие газо- и нефтепроводы и установке на них заглушек с обводными линиями, которое в 2008 г. стало третьей международной компанией в данной области. Два основных направления деятельности компании: Предоставление услуг по врезке в работающие трубопроводы и услуг по установке заглушек с обводными линиями без остановки трубопроводов на

транспортных и распределительных газо- и нефтепроводах. Мы используем особые технологии для подсоединения, ремонта или замены трубопроводов без их остановки.

Изготовление фитингов по индивидуальным проектам: изготовление фитингов для ВРЕЗКИ В РАБОТАЮЩИЕ ТРУБОПРОВОДЫ и для установки заглушек с обводными линиями (включая тройники, шарообразные тройники, выпускные трубы с типоразмерами от 2 до 56 дюймов, классы 150 - 900), узлов запуска и приема скребков, а также комплектующих деталей (специальных труборезов со съемными зубьями, держателей труборезов, держателей заглушек, переходников, корпусов, уплотняющих элементов, индикаторов прохождения скребков и т. д.). Агрегаты для врезки и установки заглушек с обводными линиями без остановки трубопроводов: оборудование для различных типоразмеров - от 2 до 48 дюймов,

классы 150 - 600. Вся продукция и оборудование, предлагаемые нашей компанией, полностью совместимы с изделиями компаний TD Williamson и IPSCO.

www.rogtecmagazine.com TECPESA S.A. - C/ Balmes 129 Bis 1º1º - 08008 Barcelona (SPAIN) Тел.: +34 93 451 07 60 Факс: +34 93 451 07 93

info@tecpesa.com

ROGTEC 111 www.tecpesa.com

БЕЗОПАСНОСТЬ уровень преступности и местные условия часто вынуждают международные нефтяные компании строить хорошо охраняемые жилые поселки, которые сами по себе создают барьеры между Выражалась озабоченность по поводу возможных компаниями и местным населением, буквально нарушений предприятиями прав человека, что воздвигая между ними “стену” и способствуя может послужить причиной появления угроз для возникновению классификаций типа “мы” и “они”. безопасности объектов и Методы устранения данной персонала. Повышенное проблемы поистине К 2020 г. более половины внимание со стороны покрыты тайной, однако негосударственных растущего мирового спроса она успешно решалась организаций не позволяет в Йемене, Папуа-Новой будет удовлетворяться избежать ненужной огласки Гвинее и Индонезии. и создает потребность в за счет поставок из принятии мер по ограничению Возникающие в настоящее развивающихся стран и воздействия таких менее время проблемы больше серьезных факторов риска. государств, переживающих напоминают “тайны”, чем При этом число компаний, “загадки”. Службы охраны переходный период следующих Добровольным уделяют больше внимания принципам ООН в области By 2020 over half the worlds превентивным мерам, обеспечения безопасности действуя в условиях и соблюдения прав более существенных growing demand for supply человека, продолжает ограничений. Привлечение расти. Все большее will come from developing or служб безопасности значение приобретают компаний к участию в transition states обязательства по заботе о работах на раннем этапе сотрудниках, работающих в повышает возможности сложных условиях глобального рынка, все более ограничения риска в сроки, обеспечивающие тесно увязываемые с моральным состоянием и максимальную эффективность при минимальных проблемами удержания персонала. “Представления” затратах. Функции охраны сливаются с другими о факторах риска осложняют наем и удержание функциями, однако вопрос заключается в том, в специалистов, работающих в тяжелых условиях на какой степени крупные компании готовы к принятию территории иностранных государств. зрелых и сложных решений; или, может быть, это все еще является “тайной”? И хотя мы можем Некоторые из перечисленных проблем могут находить решения для “загадок”, некоторые из рассматриваться в качестве “загадок”. К их числу ответов способствуют возникновению “тайн”, порой относится защита материальных активов от действий оказывающих самое разрушительное воздействие, преступников и террористов, охрана руководителей связанное с репутацией, вниманием со стороны высшего звена во время совершения поездок, а средств массовой информации, реакциями также охрана интеллектуальной собственности. Для фондового рынка и возможностями причинения этих проблем можно найти простые или сложные ущерба окружающей среде. решения, в том числе, используя опыт других организаций. С другой стороны, к числу тайн можно отнести плохо поддающиеся анализу факторы риска, Тони Макклинэган занимает должность главного возникающие в сложных ситуациях. Например, консультанта подразделения компании Control Risks речь идет о способах предотвращения нарушения в Лондоне, предоставляющего консультационные хозяйственной деятельности в связи с проблемами услуги по урегулированию кризисных ситуаций местного населения. В большинстве случаев тайны и обеспечению безопасности. Он отвечает за возникают, когда правительство государства, в предоставление готовых решений в области котором осуществляется деятельность, не может защиты экономической деятельности целому или не хочет защищать предприятия в соответствии ряду заказчиков из числа компаний нефтегазовой с принятыми отраслевыми стандартами, уделять отрасли и производственных предприятий. особое внимание предварительному планированию и выработке комплексных решений согласно требованиям специалистов по безопасности компаний. Однако мы должны понимать, что решения некоторых загадок сами по себе могут способствовать возникновению тайн. Например, предъявляемых к физической безопасности. При этом затраты подчас ложатся на плечи коммерческих предприятий.

112 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

16th Kazakhstan International Oil & Gas Exhibition & Conference

www.kioge.com

www.kioge.kz

KIOGE 7-10 October 2008 ALMATY, KAZAKHSTAN

ITE (London) ITECA (Almaty) ITE (Moscow) GIMA (Hamburg)

Tel: + 44 (0) 20 7596 50 78 Tel: + 7 727 258 34 34 / 42 Tel: + 7 495 935 7350 Tel: + 49 (0) 40 2 35 24 201

Fax: + 44 (0) 20 7596 51 06 Fax: + 7 727 258 34 44 Fax: + 7 495 935 7351 Fax: + 49 (0) 40 2 35 24 410

E-mail: oilgas@ite-exhibitions.com E-mail: olessya.makarenko@iteca.kz E-mail: oil-gas@ite-expo.ru E-mail: freckmann@gima.de

ТРУБОПРОВОД

Научно-технический комплекс оао «Стройтрансгаз»

Stroytransgaz Research & Engineering Capabilities Н.И. КУРБАТОВ, В.И. ХОМЕНКО

C

табильной работе ОАО «Стройтрансгаз» в условиях жесткой конкуренции на строительном рынке в значительной степени способствует новая организационная структура компании – создание Департамента инженерно-технического обеспечения строительства, - ее ориентация на использование прогрессивных технологий, технических средств и оборудования, обеспечивающих высокую экономическую эффективность, ресурсосбережение, надежность и экологическую безопасность при реализации проектов. Суммарные затраты Стройтрансгаза на развитие научно-технического комплекса и техническое перевооружение дочерних предприятий в отдельные годы составляли около 3,7 % объема выполняемых работ (справочно: средний показатель по стране - 0,3 %). К числу наиболее заметных научно-технических достижений компании в разные годы относятся: » сооружение трубопроводов, а также нефте- и газопромысловых объектов в условиях арктического климата, вечной мерзлоты и повышенной сейсмичности; » строительство газопроводов диаметром 1420 мм на рабочее давление 10 МПа и более; » использование модулей при сооружении компрессорных, насосных станций и других промышленных объектов; » освоение и использование лучших отечественных и зарубежных сварочных технологий, в том числе автоматической сварки в среде защитных газов, сварки порошковой проволокой и электроконтактной сварки оплавлением; » повсеместный переход на 100 %-й неразрушающий контроль качества сварных соединений и изоляционного покрытия с использованием лабораторных комплексов, сертифицированных по

114 ROGTEC

N.I. KURBATOV and V.I. KHOMENKO

I

n response to the consistent demand for its services in a highly competitive construction market, Stroytransgaz has established a new division – the Construction Engineering Services Department – to further systemize the company’s focus on the use of advanced, cost-effective, resourceefficient, reliable and environmentally friendly equipment and technologies in its projects.

Stroytransgaz dedicates approximately 3.7% of the annual value of its ongoing projects to developing its own research and engineering capabilities and upgrading those of its subsidiaries (compared to a national average of 0.3%).

Over the years, the company’s research and engineering achievements have included: » pipeline and field facilities construction in Arctic, perma frost and seismically active environments; » construction of 1420 mm diameter gas pipelines rated for operating pressures of 10MPa or greater; » use of modular designs for compressor stations, pumping stations and other industrial facilities; » customization and deployment of the best foreign and domestic welding technologies, including automated gas-shielded, flux cored and flash-butt resistance methods; » company-wide transition to 100% nondestructive testing (NDT) of welded components and coatings through the use of EU-certified laboratory facilities and development of digital quality control technologies; » implementation of state-of-the-art pipeline corrosionprotection methodologies (surface coatings, cathode and drainage systems), supported by computer monitoring and integrated failure analysis; » development of new pipeline gauging and hydraulic (stress) testing technologies, along with a proprietary all-weather pneumatic testing method that draws natural gas from active pipelines and returns it upon completion of testing (proven highly effective in Arctic conditions); » deployment of advanced technologies for post-test www.rogtecmagazine.com

PIPELINING нормам Евросоюза (ЕН), создание цифровой техники для контроля качества сварных соединений ; » использование самых современных систем противокоррозионной защиты трубопроводов – изоляционных покрытий, катодной, дренажной защиты с компьютеризированными методами мониторинга и интегральной оценкой состояния защиты; » освоение технологий калибровки трубопроводов и их гидравлических испытаний методом стресс теста и всесезонных испытаний природным газом с возвратом его в магистраль по окончании испытаний (показали высокую эффективность в арктических условиях); » применение технических средств осушки трубопроводов после гидравлических испытаний, внедрение методов внутритрубной исходной диагностики законченных строительством магистральных трубопроводов; » освоение технологий строительства переходов трубопроводов через естественные и искусственные преграды методами наклонно направленного бурения и тоннельной прокладки; » освоение технологии холодной гибки в трассовых условиях изолированных толстостенных (28 – 30 мм) труб диаметром 1420 мм; » переход к проектированию нефтегазовых объектов с использованием данных дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ) и оформлению электронной исполнительной документации «как построено» посредством создания трехмерных моделей объектов; » применение роторных экскаваторов и тренчеров при выполнении земляных работ; участие компании в разработке и производственных испытаниях образцов современной землеройной техники с перспективой ее эксплуатации в наиболее тяжелых условиях Крайнего Севера, в том числе при строительстве на полуострове Ямал; » освоение машиностроительным комплексом Стройтрансгаза производства современной высокопроизводительной строительной техники, высокоэффективного теплотехнического оборудования. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТ ПО ПОВЫШЕНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО УРОВНЯ СТРОИТЕЛЬСТВА Научно-техническая политика ОАО «Стройтрансгаз» направлена на научное, технологическое, информационное обеспечение конкурентоспособности продукции и услуг компании на внутреннем и мировом рынках, повышение прибыльности акционерного общества. Поэтому основными направлениями деятельности компании в www.rogtecmagazine.com

drying and smart-pig inspection of newly constructed pipelines; » development of new directional drilling and tunneling technologies for natural and man-made barrier crossings; » development of on-site cold bending of insulated, thick- walled (28-30 mm) 1420 mm line pipe; » application of remote sensing data and 3D as-built models to facilities design; » use of rotary excavators and trenchers; company participation in the development and production of test prototypes for advanced excavation machinery to be deployed in the severe conditions of the Far North, including Yamal Peninsula; » expansion of the company’s own capacity to manufacture advanced high-performance construction machinery and heat-engineering equipment.

BASIC STRATEGIES FOR IMPROVING CONSTRUCTION STANDARDS The Stroytransgaz research and engineering policy focuses on providing the scientific, process and informational support needed to enhance the competitiveness of the company’s products and services in domestic and overseas markets, while maximizing profits. The company implements this policy through the following strategies: » research, engineering and process support for facilities construction; » development, testing and implementation of advanced technologies and new equipment and materials for petroleum and industrial facilities construction; » continuous improvement of the company’s quality management system; » standardization, guideline development and licensing; » compliance with construction-related environmental protection and occupational safety regulations; » organizational management of the company’s design subsidiaries; » scientific and technical cooperation with research institutions, universities and international organizations; » technical information; » personnel technical training and continuing education; » research and engineering support for the company’s future activities.

Stroytransgaz is an active participant in the development of pipeline design, construction and repair guidelines and is a member of Gosstandart Technical Committee 462 on Trunk Pipeline Transport. Together with the Russian Union of Petroleum Construction Companies, Stroytransgaz representatives appeared before the UN-sponsored EEC Committee on Standardization with a proposal to develop regional guidelines for the construction of trunk pipeline systems. The UN is currently in the process of establishing a select committee for this purpose.

ROGTEC 115

ТРУБОПРОВОД научно-технической сфере являются: » научно-техническое и технологическое сопровождение строительства объектов; » проведение исследований, создание и внедрение прогрессивных технологий, новых видов оборудования и материалов для нефтегазового строительства и промышленного производства; » совершенствование системы менеджмента качества; » стандартизация, разработка нормативной документации и лицензирование; » защита окружающей среды и охрана труда при выполнении строительных работ; » организация работы дочерних проектных организаций и управление ею; » научно-техническое сотрудничество с научно исследовательскими учреждениями, вузами и международными организациями; » техническая информация; » техническая учеба и подготовка кадров; » научно-техническое обеспечение перспективных направлений деятельности компании. ОАО «Стройтрансгаз» - активный участник разработки нормативов на проектирование, строительство и ремонт трубопроводов, член комитета ТК 463 «Магистральный трубопроводный транспорт» при Госстандарте России. Совместно с Российским союзом нефтегазостроителей компания выступила в Комитете стандартизации ЕЭК при ООН с инициативой разработки Регионального регламента по строительству магистральных трубопроводных систем. В настоящее время в ООН для этой цели создается специальный комитет. СИСТЕМА МЕНЕДЖМЕНТА КАЧЕСТВА На первом этапе система менеджмента качества (СМК) ОАО «Стройтрансгаз» была сертифицирована компанией TUV CERT в соответствии с требованиями стандарта ISO 9001:1994 «Модель обеспечения качества при проектировании, разработке, производстве, монтаже и обслуживании. В основу СМК, разработанной и внедренной в Стройтрансгазе, лег главный принцип, определенный руководством компании: «Удовлетворение требований заказчика – наивысший приоритет. Заказчик должен получить сооруженные объекты в полном соответствии с проектом, техническими требованиями контрактов, действующими нормативными документами и своими пожеланиями». В настоящее время в ОАО «Стройтрансгаз» функционирует система менеджмента качества, в 2004 г. ресертифицированная по версии ISO 9001-2000. В соответствии с требованиями стандарта ISO 9001:2000 разработана новая редакция Политики ОАО

116 ROGTEC

QUALITY MANAGEMENT SYSTEM The first phase of the Stroytransgaz quality management system (QMS) was certified by TUV CERT for compliance with ISO 9001:1994: Model for quality assurance in design, development, production, installation and servicing.

As stated by company management, the fundamental principle underlying development and implementation of the Stroytransgaz QMS is “Customer satisfaction is our highest priority. Projects must be completed in full compliance with design specifications, contract requirements, applicable regulations and customer expectations.”

The current Stroytransgaz quality management system was recertified in 2004 to ISO 9001-2000.

To meet ISO 9001:2000 requirements, Stroytransgaz has developed a revised quality management policy that defines the role of the QMS in achieving the company’s strategic objectives by: » creating an environment that promotes continuous improvement of company services and encourages employee involvement in that process; » streamlining the company’s organizational structure and management practices and refining its operational processes through the implementation of advanced equipment and technologies and state-of-the-art quality control media and methods; » providing formal training and systematic continuing education in quality management, and motivating each employee to focus on continuous self-improvement and make full use of his or her creative abilities; » complying with all documented quality management requirements and procedures while continuously improving system effectiveness and efficiency.

HEALTH, SAFETY AND ENVIRONMENTAL PROTECTION SYSTEMS As of today, Stroytransgaz is virtually the only international construction company that has developed and implemented its own environmental management (EMS) and occupational health and safety management (OHSMS) systems. The Stroytransgaz EMS was certified in 2005 by the Moody International Certification Group (UK) and successfully passed an external audit by the same company in 2007 for ISO 14001:2004 compliance.

The company has developed a full suite of official documentation to ensure that these systems will be properly implemented (more than 120 separate procedural manuals for health and safety and 41 for environmental protection, each based on a specific job function). Projectspecific health, safety and environmental protection manuals are also being developed for use by construction contractors (in Russia, Sudan, Finland, Algeria, India, Saudi Arabia, etc.).

An electronic distribution system that allows for realtime updates and revisions has been developed and www.rogtecmagazine.com

Устали от аварий и простоев?

Самые актуальные технические статьи, интервью с руководителями высшего и среднего звена нефтегазовых и сервисных компаний, а также примеры успешного применения новейших технологий и методик для решения сложных производственных задач. Вы снова на коне!

ROGTEC выбор отраслевых специалистов! www.rogtecmagazine.com

ТРУБОПРОВОД «Стройтрансгаз» в области менеджмента качества. На ее основе были определены основные задачи СМК в достижении стратегических целей компании: » формирование условий, обеспечивающих постоянное повышение качества предоставляемых компанией услуг и заинтересованности в этом каждого работника; » совершенствование организационной структуры, управленческих, а также производственных процессов в результате внедрения прогрессивных технологий и оборудования, использования новейших средств и методов контроля качества; » профессиональное обучение сотрудников компании по вопросам менеджмента качества, систематическое повышение их квалификации; мотивация персонала постоянно самосовершенствоваться и максимально раскрывать творческие способности ; » выполнение всех положений и требований документов системы менеджмента качества и постоянное повышение ее результативности и эффективности. СИСТЕМЫ ОХРАНЫ ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ОАО «Стройтрансгаз» сегодня является практически единственной строительной организацией, у которой созданы и функционируют системы менеджмента окружающей среды (СМОС) и менеджмента охраны труда (СМОТ). СМОС ОАО «Стройтрансгаз» в 2005 г. была сертифицирована английской компанией Moody International Certification Group, а в 2007 г. успешно прошла надзорный аудит этой компании на соответствие требованиям международного стандарта ISO 14001:2004.

implemented for EMS and OHSMS documentation.

Model health, safety and environmental plans have been developed for specific types of facilities. These plans are currently being adapted to the requirements of individual projects.

The process of restructuring Stroytransgaz subsidiaries and business units to incorporate HSE management continues.

In 2007, Stroytransgaz held a review competition among its business units to identify those employing the most effective HSE management practices. Those business units and employees judged best were awarded with certificates, cash bonuses and prizes.

WELDING TECHNOLOGY. QUALITY CONTROL MEANS The operational reliability of a pipeline depends first and foremost on the welding technology employed during its construction. Stroytransgaz uses only the most advanced welding methods in all of its projects.

Flash-butt resistance welding is a Russian-developed technology that was initially designed for small-diameter pipe joints, but since the 1970s has also been applied to 1420 mm gas pipelines. Even with the growing competitiveness of other fixed-butt automatic and mechanized welding methods, resistance welding remains

Для эффективного функционирования этих систем подготовлено и утверждено множество документов: свыше 120 рабочих инструкций по охране труда и 41 рабочая инструкция по охране окружающей среды для отдельных видов работ. Проводится подготовка процедур по охране труда, окружающей среды при выполнении подрядных строительных работ на конкретных проектах (например, обеспечение работ в России, Судане, Финляндии, Алжире, Индии, Саудовской Аравии и др.). Разработан и внедрен метод электронной рассылки документации СМОС и СМОТ, позволяющий оперативно обновлять нормативную корпоративную документацию. Разработаны предварительные макеты планов охраны здоровья, труда и окружающей среды для различных типов объектов, которые используются при организации работ на реализуемых проектах. Проводится адаптация таких планов к условиям конкретных проектов. Продолжается формирование структуры органов по менеджменту охраны труда и окружающей среды в филиалах и других подразделениях ОАО «Стройтрансгаз».

118 ROGTEC

Рис. 1: Установка «Север» для электроконтактной сварки на строительстве газопровода Заполярное – Уренгой Figure 1: “Sever” resistance welding unit during construction of the Zapolyarnoye – Urengoy pipeline www.rogtecmagazine.com

PIPELINING В 2007 г. разработано положение и проведен смотрконкурс на лучшую организацию работы в области охраны окружающей среды и труда среди структурных подразделений Стройтрансгаза. Подразделения и специалисты, занявшие призовые места, награждены дипломами, получили премии и ценные подарки. СВАРОЧНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ. СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА Эксплуатационную надежность трубопровода в первую очередь определяют сварочные технологии, использующиеся при его строительстве. На объектах Стройтрансгаза повсеместно применяются прогрессивные методы сварки. Электроконтактная сварка труб оплавлением – отечественная разработка, широко использовавшаяся сначала для сварки труб малого диаметра, а с 1970-х годов – и для сварки газопроводов диаметром 1420 мм. При возрастающей конкурентоспособности других видов автоматической и механизированной сварки неповоротных стыков перспективы применения электроконтактной сварки остаются достаточно широкими, поскольку отечественная технология продолжает сохранять ряд преимуществ. Главные из них – стабильно высокое качество соединений независимо от климатических условий, минимальная (в 4 раза меньшее по сравнению с другими видами автоматической сварки) численность обслуживающего персонала. Крупным шагом в совершенствовании сварочных технологий стала совместная разработка Стройтрансгаза и Института электросварки им. Е.О. Патона - принципиально новая технология сварки труб комбинированным методом: утолщенный корень шва выполняется стыковой электроконтактной сваркой оплавлением, а заполнение шва - порошковой проволокой. Применение такой технологии даст

in widespread use, since it continues to provide a number of advantages -- the most important of which are its ability to consistently produce high quality welds under any climatic conditions and its reduced labor requirements (four times lower than other automatic welding methods).

A joint effort by Stroytransgaz and the E.O. Paton Electric Welding Institute has resulted in a major advance in welding technology – a fundamentally new composite method. The root face is resistance welded and the rest of the joint is then filled with flux core. Implementation of this technology has made it possible to accelerate construction of thickwalled pipelines (32 mm), successfully weld bent sections, improve weld quality, and reduce the consumption of welding materials and the required output of resistance welding units.

Stroytransgaz has extensively employed automatic gasshielded welding in construction of the Yamal – Europe and Russia – Turkey (the “Blue Stream” Project) gas pipelines and the Eastern Siberia – Pacific Ocean oil pipeline, along with oil pipelines in Algeria and Saudi Arabia and gas pipelines in India.

The company’s welding assets include an internal welding machine, joint preparation units and automatic welding machines – all tractor-mounted. The synchronized operation of all these components has made it possible to maintain a high daily welding rate by fully compartmentalizing welding operations. These assets are also suitable for deployment in less challenging environments.

During construction of the Russia-Turkey and OZ-2 (Algeria) pipelines, the company set new per-shift automatic welding records that far exceeded international productivity standards for overland pipelines. For example, 207 welds

Лаборатория Калибровки Расходомеров Выпускаемая компанией SPSE система калибровки расходомеров предназначена для калибровки любых типов расходомеров на основе измерения расхода жидких углеводородов в диапазоне от 150 до 4000 м¾. Для этого компания SPSE использует различные виды жидких углеводородов с вязкостью от 0,5 до 130 мм2/с в стандартном варианте. Могут рассматриваться и другие возможности (повышение вязкости до 500 мм2/с по согласованию). Стандартные диаметры от 6 до 24 дюймов (номинальные диаметры в метрических единицах от DN 150 до DN 600). Пруверный контур объемом 15 м 3 используется для калибровки при расходе до 3000 м¾. Контрольные расходомеры применяются для калибровки при расходе до 4000 м¾. Аккредитация Комитетом Франции по вопросам аккредитации (COFRAC) гарантирует соответствие результатов государственным стандартам и учет факторов неопределенности лабораторных измерений. Комитет Франции по вопросам аккредитации заключил многосторонние соглашения с метрологическими ведомствами разных стран мира.

Мартин Матье Тел.: 33-(0)442 477 875 Факс: 33-(0)442 050 775 Эл. почта: martine.mathieu@spse.fr

Мишель Фье Тел.: 33-(0)442 477 829 Факс: 33-(0)442 050 775 Эл. почта: michel.fieu@spse.fr

ТРУБОПРОВОД возможность увеличить темп строительства трубопроводов из труб с увеличенной толщиной стенки (32 мм), осуществлять сварку трубопровода с кривыми участками, повысить качество сварных соединений, сократить расход сварочных материалов и потребляемую мощность контактной сварочной установки. Автоматическая сварка в среде защитных газов широко применялась Стройтрансгазом при сооружении газопроводов Ямал – Европа, Россия – Турция (проект «Голубой поток»), нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан, а также нефтепроводов в Алжире и Саудовской Аравии, газопроводов в Индии. Сварочный комплекс состоит из внутритрубной сварочной машины, станков для подготовки стыков труб под сварку, сварочных автоматов, установленных на тракторах. Синхронная работа всех звеньев позволяет достигать высокого суточного темпа сварки благодаря глубокому расчленению сварочных операций. Такие комплексы целесообразно использовать при сооружении трубопроводов в относительно благоприятных климатических условиях. В ходе сооружения трубопроводов Россия - Турция и OZ-2 в Алжире строительными подразделениями Стройтрансгаза были достигнуты рекордные для комплексов автоматической сварки показатели выработки за одну смену, превышавшие мировые достижения для сухопутных трубопроводов. Так, на турецком участке «Голубого потока» (диаметр трубопровода - 1220 мм) они составили 207 стыков, на российском (диаметр – 1420 мм) – 151 стык, на нефтепроводе OZ-2 (диаметр – 860 мм) – 251 стык за смену. Наивысший показатель уровня применения автоматизированных и механизированных методов сварки – 74 % - был достигнут Стройтрансгазом на трассе нефтепровода Кенкияк – Атырау в Республике Казахстан. В арсенале сварочных средств компании есть также двусторонняя автоматическая сварка под слоем флюса на трубосварочных базах, полуавтоматическая сварка самозащитной порошковой проволокой, электродуговая сварка штучными электродами с целлюлозным и основным видами покрытий. Ручная сварка переведена на современные инверторные источники питания. В трубопроводном строительстве Стройтрансгаз осуществил переход на 100 %-й неразрушающий контроль качества сварочных работ и изоляционного покрытия физическими методами. Комания располагает современными мобильными лабораторными комплексами, сертифицированными по нормам Европейского Союза. В состав комплекса входят: самоходные рентгеновские аппараты

120 ROGTEC

were produced per shift on the Turkish segment of the Blue Stream pipeline (1220 mm in diameter), 151 on the Russian segment (1420 mm in diameter) and 251 along the OZ-2 oil pipeline (860 mm in diameter).

The greatest implementation of automatic and mechanized welding (74%) was achieved by Stroytransgaz along the Kenkiyak – Atyrau oil pipeline in the Republic of Kazakhstan.

The company’s arsenal also includes two-sided submerged arc automated welding at pipe welding stations, semiautomatic self-shielded flux cored wire welding, and stick electrode arc welding with cellulose and other coatings. Manual welding is carried out using state-of-theart inverter power sources.

For pipeline construction, Stroytransgaz has made the transition to 100% non-destructive testing of welds and insulation supported by high-tech mobile diagnostic laboratories that have been certified to EU standards.

The company’s diagnostic assets include self-propelled radiographic crawlers equipped with X-ray processors and digital displays, computer-supported, automated ultrasonic units, holiday detectors and other pipeline-coating inspection devices. Each equipment package of this type is designed to support 100 km of 1420 mm pipeline per year.

As was noted above, pipeline weld quality is currently inspected using radiographic or ultrasonic technologies.

Of the two, radiographic inspection is the preferred option in construction practice. The advantages of this method are its ability to visually display and document inspection results and its high sensitivity to volumetric defects. Major drawbacks include low productivity, radiation hazards, high operating cost, significant time lags between weld application and receipt of inspection results, limited film storage life, and low sensitivity to planar defects located 3540о from the axis of the radiation plane.

Until recently, ultrasonic testing was not widely employed in pipeline construction owing to its labor intensity, low productivity and inability to visually display inspection results. It is especially poor at inspecting welds produced by different methods or possessing different joint designs.

However, ultrasonic method has been greatly improved and many of its drawbacks have been eliminated. Today it is commonly used to inspect welds produced by automated methods. The use of automated ultrasonic inspection has made it possible to achieve high levels of productivity.

Software-based processing of inspection results provides highly accurate visual imagery, especially for crack-like flaws. Ultrasonic method may be used immediately upon completion of welding with very little delay before results are displayed. However, the method requires highly complex equipment that may only be operated by specially qualified personnel and is no less expensive than radiographic inspection. www.rogtecmagazine.com

ТРУБОПРОВОД «Кроулер», оборудование для автоматической обработки рентгенограмм и устройства для их расшифровки, современные автоматизированные ультразвуковые комплексы с компьютерным обеспечением, холидей-детекторы и другие приборы для контроля качества изоляционного покрытия. Каждый такой комплекс способен обслуживать технологический поток с годовой производительностью свыше 100 км трубопроводов диаметром 1420 мм. В настоящее время, как отмечалось выше, качество сварных соединений трубопроводов определяется радиографическим или ультразвуковым методами. При этом наибольшее применение в практике строительства нашел радиографический метод. Достоинствами этого метода контроля является наглядность его результатов и возможность документирования результаты контроля, высокая чувствительность к объемным дефектам. Основными его недостатками являются: низкая производительность, радиационная опасность поражения персонала, высокая стоимость работ, получение результатов контроля с большим отставанием от процесса сварки, ограниченный срок хранения результатов контроля на пленке, низкая чувствительность к плоскостным дефектам с расположением их плоскости более 35 - 40о от оси плоскости излучения.

Stroytransgaz was challenged to reduce the cost and improve the efficiency of welding inspection while achieving highly accurate testing results.

Долгие годы ультразвуковой метод контроля не находил широкого применения из-за высокой трудоемкости процесса, низкой производительности и отсутствия наглядности результатов контроля. Большую сложность для этого метода представляет контроль качества сварных соединений, выполненных разными методами сварки, соединений, имеющих различную геометрию разделки кромок свариваемых деталей. За последние годы этот метод активно развивался, были достигнуты положительные результаты по многим проблемным вопросам. Сегодня он находит широкое применение при контроле сварных соединений, полученных автоматизированными методами сварки. Использование автоматизированного ультразвукового контроля позволило достичь высокой производительности процесса, программная обработка результатов контроля дает наглядную визуализацию контроля и высокую достоверность особенно при выявлении трещиноподобных дефектов. Этот метод можно использовать в производственном потоке сразу же за процессом сварки и получать результат контроля в течение короткого промежутка времени. Вместе с тем, созданное оборудование является чрезвычайно сложным, требует высокой квалификации персонала, и стоимость работ выполняемых этим методом, не ниже стоимости работ с использованием радиографического метода.

The line movement rate during inspection depends on flaw detector sensitivity requirements (all else being equal, the higher the rate of movement, the lower the inspection sensitivity, and vice versa). When using 192Ir or 75Se isotopes, radioactive decay will eventually require a reduction in the rate of line movement. The maximum allowable scanning rate is determined prior to weld inspection. Inspection time for welds on 1420 mm pipes is no greater than 3 minutes.

122 ROGTEC

Analysis of trends in the development of non-destructive testing methods shows that radiographic inspection has not exhausted its potential. Recent advances have made it possible to perform radiographic inspection without the use of film or “wet” processes. Radiometric weld inspection represents one of these modifications. Semiconductor elements are covered by a scintillator layer that under the impact of ionizing radiation, emits an optical photon, converting the semiconductor element into an electric signal.

Radiometric inspection is similar to the standard radiographic technology used to inspect circular welds on gas pipelines. In cooperation with a number of other companies, Stroytransgaz has developed a high-efficiency radiometric weld inspection unit.

Instead of X-ray film, the unit employs line detectors to acquire weld quality information. The number of detectors per line is determined by the width of the inspection zone.

Line detectors are installed in a detector unit and are mechanically moved around the perimeter of the weld over a shroud installed in the inspection zone.

The radiometric unit (RMU) has made it possible to: » reduce inspection costs by at least 50% vs. traditional technologies by eliminating the need for X-ray film, processing materials and laboratories; » increase inspection productivity to 80 – 120 pipe joints (1,420 mm in diameter) per shift; » obtain highly detailed real-time inspection results; » create a digital data base of inspection data and transmit it to the customer in real-time.

Given the widespread implementation of new welding and inspection technologies in the company’s construction projects, all welding specialists have been recertified to Gosgortekhnadzor standards and all employees engaged in weld inspection have undergone certification under European Standard EN 473. www.rogtecmagazine.com

PIPELINING Перед специалистами ОАО «Стройтрансгаз» была поставлена задача по сокращению стоимости процесса контроля качества сварных соединений и повышению его производительности при высокой надежности выполняемых работ. Проведенный анализ тенденций в развитии неразрушающих методов контроля показал, что радиографический метод контроля еще не исчерпал своих возможностей. Современное развитие техники позволяет на качественно новом уровне выполнять радиографию сварных соединений без использования пленки и мокрых процессов. Одним из таких методов является радиометрический метод. Суть его заключается в том, что на полупроводниковые элементы наносится слой сцинтиллятора, который под действием ионизирующего излучения испускает квант света, преобразуемый полупроводниковым элементом в электрический сигнал. Технология радиометрического контроля близка к стандартной технологии радиографии кольцевых сварных соединений при строительстве магистральных газопроводов. ОАО «Стройтрансгаз» совместно с рядом организаций создал эффективную установку для радиометрического контроля качества сварных соединений. В этом оборудовании для получения информации о качестве сварного соединения вместо рентгеновской пленки применяются линейки детекторов. Число детекторов в линейке определяется шириной контролируемой зоны. Линейки детекторов закреплены в детекторном блоке и перемещаются по периметру сварного шва с помощью механизма перемещения на бандаже, установленном в зоне контроля. Скорость перемещения линеек при контроле определяется требованиями дефектоскопической чувствительности (чем выше скорость перемещения линеек, при одних и тех же условиях, тем ниже чувствительность контроля и наоборот). При применении изотопов 192Ir или 75Se за счет радиоактивного распада со временем уменьшается их активность, что требует снижения скорости перемещения линеек. Максимально допустимая скорость сканирования определяется на подготовительной стадии перед проведением контроля швов. Время контроля качества сварных соединений на трубах диаметром 1420 мм составляет не более 3 мин. Радиометрическая установка (РМУ) позволила: » сократить затраты на контроль сварных соединений не менее чем на 50 % по сравнению с традиционной технологией за счет исключения применения рентгеновской пленки, проявочных материалов и лабораторий; www.rogtecmagazine.com

MECHANIZATION. CONSTRUCTION OF CROSSINGS OVER NATURAL AND MAN-MADE BARRIERS The company’s high production capacity and a goaldirected investment policy that emphasizes expanded mechanization and implementation of advanced technologies have enabled Stroytransgaz to construct up to 3,000 km of large diameter pipelines and up to ten 80 – 96 MW line and booster pumping stations per year, along with petroleum field facilities, refineries, housing and community facilities.

The company currently boasts a specialized equipment fleet of more than 1,400 units dedicated to pipeline and field facilities construction, including, in addition to the advanced welding equipment described above, heavy excavators and rotary trenchers, padding machines, pipe layers, 150 T cranes, pipe carriers, large-diameter pipeline repair units and many other universal and specialized equipment types, enabling the company to engage in projects at any level of complexity.

Industrial construction methods and new materials and subassemblies supplied by Stroytransgaz subsidiaries and other organizations are used for compressor stations and petroleum facilities.

Stroytransgaz was the first company in the country to employ two advanced technologies for constructing pipeline crossings through natural and man-made barriers.

The traditional approach to crossing water obstacles (bottom trenching) is highly labor-intensive and carries with it a number of inherent drawbacks that tend to reduce the reliability and safe service life of pipeline crossings.

ROGTEC 123

ТРУБОПРОВОД » увеличить производительность контроля до 80 – 120 стыков труб диаметром 1420 мм в смену; » обеспечить оперативное получение результатов контроля сразу после его проведения с высокой разрешающей способностью; » создать банк данных о качестве сварных соединений в электронном виде и передать его заказчику в оперативном порядке. В связи с широким применением на строительных объектах новых сварочных технологий и методов контроля качества сварных соединений в компании была проведена переаттестация всех специалистов сварочного производства в соответствии с требованиями Госгортехнадзора России, а работники, выполняющие контроль качества работ аттестованы в соответствии с требованиями единых европейских норм ЕН 473. МЕХАНООСНАЩЕННОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА. ТЕХНОЛОГИИ СОРУЖЕНИЯ ПЕРЕХОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕССТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕГРАДЫ Высокий производственный потенциал ОАО Стройтрансгаз», позволяющий компании ежегодно сооружать до 3 тыс. км трубопроводов большого диаметра, до 10 линейных и дожимных компрессорных станций единичной мощностью 80 – 96 МВт, обустраивать месторождения углеводородного сырья, возводить нефтегазоперерабатывающие комплексы, жилье и объекты социального назначения - следствие целенаправленной инвестиционной политики компании, ориентированной на внедрение прогрессивных технологий и повышение механооснащенности строительства. В настоящее время общий парк техники для строительства трубопроводных систем и сооружения объектов нефтегазодобычи в Стройтрансгазе составляет более 1400 единиц. Это, помимо упомянутого прогрессивного сварочного оборудования, – мощные экскаваторы (в том числе роторные для разработки траншей), пэдинговые машины, трубоукладчики, краны грузоподъемностью 150 т, трубогибочные станки, машины для ремонта трубопроводов большого диаметра и много других видов универсальной и специализированной техники, что позволяет компании успешно участвовать в реализации нефтегазовых проектов любой сложности. При сооружении компрессорных станций и обустройстве нефтяных и газовых месторождений используются индустриальные методы строительства, новые материалы и конструкции, поставляемые предприятиями, входящими в промышленную группу Стройтрансгаза, а также другими организациями.

124 ROGTEC

Trenchless pipeline laying based on directional drilling represents a breakthrough technology that meets the most stringent environmental protection requirements.

The major difference between this and other crossing methods is that during construction and operation, the pipeline never comes into contact with the water medium and may be laid at almost any depth to avoid stresses induced by riverbed or bank deformation.

Other advantages are that construction may be carried out at any time of year and at a high rate.

From an engineering standpoint, the technology is highly complex and is therefore carried out in three phases.

The first phase consists of drilling a small diameter directional pilot hole along a specified trajectory using a non-rotating drill string with an asymmetric bearing surface. The actual hole path is monitored by periodic measurement of zenith and azimuth angles (using a special-purpose probe) which will then determine jet nozzle position. Additional control is provided by computer data processing and transmission of exact drilling tool coordinates. In the second phase, the pilot hole is widened by inserting gradually expanding reamers. The third and final phase consists of drawing the pipeline string through the reamed hole. The pipeline segment is laid on supports equipped with polyurethane coated rollers.

In Russia, trenchless construction of pipeline crossings based on directional drilling was first employed in 1994.

The pioneer in the implementation of this advanced technology was VIS-MOS, of which Stroytransgaz was a co-founder.

Construction of crossings of this type for 1420 mm gas pipelines – unprecedented in international practice -represents the crowning achievement of directional drilling technology. The first successful attempt was made by a Stroytransgaz subsidiary in 1997, when it built an 860 m crossing under the Volga-Don Canal for a 1420 mm gas pipeline.

Later, during construction of the Russian leg of the RussiaTurkey gas pipeline (“Blue Stream”), eight crossings of this type, totaling more than six kilometers in length, were constructed through water barriers at a faster rate than specified in the plan. By the beginning of 2006, Stroytransgaz had constructed more than 98 km of largediameter pipeline crossings.

In 2002, a team of Stroytransgaz specialists was awarded the Prize of the Government of the Russian Federation for its work in developing and implementing directional drilling technology for the construction of pipeline crossings through water barriers. www.rogtecmagazine.com

PIPELINING ОАО «Стройтрансгаз» первым в нашей стране принял на вооружение две передовые технологии строительства переходов трубопроводов через естественные и искусственные преграды. Строительство переходов трубопроводов через водные преграды традиционным траншейным способом непосредственно в руслах рек и дне водоемов характеризуется высокой трудоемкостью, ему присущ ряд недостатков, снижающих уровень надежности и долговременной безопасной эксплуатации подводных переходов. Прорывной технологией, отвечающей ужесточившимся требованиям по защите окружающей среды, является бестраншейная прокладка трубопроводов с использованием метода наклонно направленного бурения. Принципиальное ее отличие в том, что трубопровод при строительстве и эксплуатации не соприкасается с пересекаемой им водной средой и может быть проложен практически на любой глубине, исключающей последующие внешние воздействия на него при деформациях русла и берегов рек. Кроме того, технология выгодно отличается возможностью вести строительство в любое время года и высокими темпами. С инженерной точки зрения она достаточно сложна и осуществляется в три этапа. Первый – пилотная проходка. На этом этапе производится направленное бурение скважины небольшого диаметра с заданной траекторией, управление которым обеспечивается за счет применения невращающейся буровой колонны с ассиметрично расположенной торцевой рабочей поверхностью. Фактически траектория контролируется периодическим измерением (с помощью специального зонда) зенитного и азимутального углов, определяющих положение гидромониторной насадки. Дополнительный контроль осуществляется посредством компьютерной обработки данных и выдачи точных координат бурового инструмента. Второй этап – проводка через ствол пилотной скважины специальных устройств – расширителей с постепенным увеличением их диаметров. Заключительный этап – протаскивание рабочей плети по стволу скважины увеличенного размера. При этом секция труб укладывается на опоры, снабженные роликами с полиуретановым покрытием. В России строительство переходов трубопроводов бестраншейным способом с использованием метода наклонно направленного бурения началось в 1994 г. Пионером в использовании прогрессивной технологии стало предприятие «ВИС-МОС», соучредителем которого выступил Стройтрансгаз. www.rogtecmagazine.com

The application of tunnel-shield technology to the construction of pipeline crossings through natural and man-made obstacles represents a successful adaptation by Stroytransgaz of technologies that have proved effective in other construction sectors.

During construction of the Russian leg of the IzobilnoyeDzubga (Russia-Turkey) gas pipeline, the route was blocked by a spur of the Greater Kazakh Range.

The presence of landslide zones, steep slopes, faults, and rock outcrops would have required an enormous volume of excavation work and other specialized operations. At the same time, trenching would have inevitably involved significant alteration of the natural terrain. Furthermore, owing to landsides, pipelines constructed in the area using traditional methods are prone to frequent accidents.

The problem was presented to the Stroytransgaz Science and Engineering Council, which proposed an alternative pipeline-laying method – tunneling – that offered a number of advantages. Since the pipeline would run under a tunnel shield, this method would eliminate negative soil/pipeline interactions and the need to construct access roads and landslide protection barriers, thereby significantly reducing land use requirements (by a factor of almost 10). This method makes it possible to build tunnels of any length through virtually any type of ground with no seasonal interruption of work.

Advanced blade shield technology, widely employed in Russia and abroad, was recommended for construction of the tunnel crossing. However, it would be the first time such technology was applied to oil and gas construction in Russia.

During operation of the tunneling unit, the excavated ground was brought to the surface in mine cars pulled by an electric locomotive on rails laid inside the tunnel. As the tunnel was deepened, it was continuously reinforced by installing ferroconcrete tubing assembled with the help of a manipulator. Steps were taken to further strengthen and seal the tubing.

Once the tunnel was complete, the rails were removed and roller supports installed for the pipeline. Hydraulic jacks were then used to push the pipeline through the tunnel in 60 m sections.

As a result, Stroytransgaz built three tunnel crossings through the Kobyla Ridge (one) and Bezymyanny Ridge (two), with respective lengths of 2082, 988 and 196 m. Blade shield equipment was used for the first two tunnel crossings. The third was dug by a tunneling machine, with subsequent installation of temporary

ROGTEC 125

ТРУБОПРОВОД Сооружение переходов газопроводов из труб диаметром 1420 мм, не имеющее аналогов в мировой практике, стало венцом в освоении всей гаммы технологий наклонно направленного бурения. Первый опыт такого строительства был приобретен в 1997 г., когда дочерняя компания ОАО «Стройтрансгаз» выполнила переход трубопровода диаметром 1420 мм и протяженностью 860 м через Волго-Донской канал. Позже, в ходе строительства российского участка газопровода Россия – Турция (проект «Голубой поток») было выполнено восемь переходов газопровода диаметром 1420 мм через водные преграды общей протяженностью свыше 6 км в значительно более короткие сроки, чем было предусмотрено проектом. Всего к началу 2006 г. Стройтрансгаз построил свыше 98 км переходов трубопроводов большого диаметра. За разработку и внедрение технологии строительства переходов нефте- и газопроводов через водные преграды методом наклонно направленного бурения в 2002 г. группе специалистов ОАО «Стройтрансгаз» была присуждена премия Правительства Российской Федерации. Внедрение Стройтрансгазом метода тоннельной прокладки переходов трубопроводов через естественные и искусственные преграды – пример, когда в процессе решения сложной инженерной проблемы в нефтегазовом строительстве успешно адаптируются эффективные технологии, заимствованные в других областях строительства. В ходе строительства российского участка Изобильный – Джубга газопровода Россия - Турция предстояло преодолеть отроги Большого Кавказского хребта. При этом из-за наличия оползневых участков, больших уклонов, тектонических разломов, выходов скальных пород требовалось проведение значительного объема земляных и специальных работ. В то же время прокладка трубопровода траншейным способом неизбежно влекла за собой негативные последствия для природного ландшафта. Наконец, на построенных в этом районе традиционным методом газопроводах из-за оползневых явлений часто происходили аварии. Проблема была рассмотрена на Научно-техническом совете ОАО «Стройтрансгаз», в результате чего родилось предложение об альтернативном варианте прокладки трубопровода – через тоннели, который имел целый ряд преимуществ. При таком варианте

126 ROGTEC

Рис. 3: Рабочий орган тоннелепроходческого комплекса, примененного на сооружении тоннелей под хребтами Кобыла и Безымянный Figure 3: Working end of the machinery used to tunnel through the Kobyla and Bezymyanny ridges supports followed by a cast-in-place reinforced concrete encasement.

The method proposed by the Stroytransgaz specialists represents a genuine breakthrough in ensuring the operational reliability of pipelines laid in mountainous areas.

Today, the production, research and design capabilities developed since 2002 by the company’s StoytransgazTonnel subsidiary have made it possible to construct facilities of any level of complexity – pipeline and utility tunnels, long-term bridge crossings over water obstacles – and to factory-manufacture bridge spans, develop special bridge designs for Polar regions that require a minimum amount of “wet” processes, etc.

TECHNICAL TRAINING AND INFORMATIONAL SUPPORT Stroytransgaz regularly conducts technical seminars to discuss real-world issues related to and gas construction. Participants in these seminars examine state-of-the-art welding, insulation and pipeline repair methods, along with new excavation and ballasting technologies. Most of these seminars are attended by leading Russian and foreign experts.

To promote the continuing education of its employees, the company holds training classes in major Russian and foreign educational and research centers.

Stroytransgaz participates in organizing and holding technical workshops and exhibitions devoted to petroleum industry development and facilities construction. In 2007, Stroytransgaz took part in 12 such exhibitions in Russia and abroad. www.rogtecmagazine.com

Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE 2008 года

Крупнейшая техническая конференция и выставка в рамках российского рынка добычи и разведки.

28-30 октября 2008 года, Павильон 57, ВВЦ, Москва Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка представляют исключительный интерес для руководителей, инженеров и специалистов производства. Выставка и конференция собирает на российском рынке представителей национальных и международных компаний по разведке и добычи нефти и газа для дискуссий и инвестиций в поставку технологий и решений. Мероприятие проходит под эгидой промышленного комитета экспертов производственно-сбытовой системы и организовано Обществом инженеров-нефтяников (SPE) и компанией Reed Exhibitions. За дополнительной информацией обращаться: Василий Жигало, тел. +44 (0) 20 8439 8891, е-майл: vasyl.zhygalo@reedexpo.co.uk Наталья Ситникова, тел: + 7 495 937 6861, е-майл: natalia.sitnikova@reedexpo.ru

Более подробную информацию можно получить на сайте www.russianoilgas.ru Organised by E&P Event LLP

Конференция и выставка охватывает следующие области: � Бурение � Освоение скважин � Геология и геофизика � Мониторинг резервуаров и тестирование � Составление геологических разрезов по скважинам и оценка продуктивных пластов � Инжиниринг нефтепромыслового хозяйства � Производство � Эксплуатация � Механика жидкой среды и процессы нефтедобычи � Инжиниринг резервуаров � Технология газа � Управление проектами � Развивающиеся и вспомогательные технологии � Охрана здоровья, безопасность, окружающая среда

Media Partner Oil and Gas Eurasia

www.russianoilgas.ru

ТРУБОПРОВОД отсутствует отрицательное воздействие массива грунта на трубу, эксплуатируемую под защитой тоннельной обделки, отпадает необходимость в строительстве вдольтрассовых проездов и противооползневых сооружений, существенно (почти в 10 раз) сокращается землеотвод. Этот метод позволяет без сезонных ограничений строить тоннели любой протяженности практически в любых грунтах. Предлагалось выполнить тоннельный переход с использованием щитового проходческого комплекса по современной технологии, широко используемой как за рубежом, так и в России. Однако применительно к отечественной практике нефтегазового строительства это был первый опыт. В процессе работы проходческого комплекса разработанный грунт транспортируется на поверхность с помощью вагонеток, перемещаемых электровозом по проложенным внутри тоннеля рельсам. По мере перемещения забойной зоны, за ней возводится постоянная крепь из железобетонных тюбингов, собираемых с помощью манипулятора в кольцо. Предусмотрены меры по усилению и герметизации крепи. После завершения проходки тоннеля рельсовый путь демонтируют и устанавливают роликовые опоры для трубы. Затем с помощью гидравлических домкратов производится проталкивание трубопровода участками по 60 м. В результате ОАО «Стройтрансгаз» были сооружены три тоннельных перехода через хребты Кобыла (один) и Безымянный (два) протяженностью соответственно 2082, 988 и 196 м. При строительстве первых двух переходов порода разрабатывалась щитовым комплексом. Проходка третьего осуществлялась горнопроходческим комбайном с последующим устройством временной крепи и возведением затем монолитной железобетонной обделки. Предложение специалистов Стройтрансгаза было оценено как подлинный прорыв в деле повышения эксплуатационной надежности трубопроводов, проложенных на сложных горных участках. Сегодня производственная, научно-техническая и проектная база созданной в 2002 г. дочерней компании ООО «Стройтрансгаз-Тоннель» позволяет сооружать объекты любой сложности

128 ROGTEC

- технологические тоннели для трубопроводов с прокладкой инженерных коммуникаций, долговечные мостовые переходы через водные преграды, а также изготавливать в заводских условиях мостовые пролетные строения, разрабатывать для районов Заполярья специальные конструкции мостов, требующих минимальных объемов «мокрых» процессов и др. ТЕХНИЧЕСКАЯ УЧЕБА И ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ В ОАО «Стройтрансгаз» регулярно проводятся научнотехнические семинары по актуальным проблемам нефтегазового строительства. На семинарах рассматриваются современные методы сварки, изоляции, ремонта трубопроводов, а также новые технологии выполнения земляных и балластировочных работ. Большая часть семинаров проводится с участием ведущих отечественных и зарубежных специалистов. В целях повышения квалификации сотрудников компании практикуется их обучение в ведущих российских и зарубежных учебных и научных центрах. ОАО «Стройтрансгаз» принимает участие в организации и проведении научно-практических конференций и выставок, тематика которых посвящена развитию нефтегазового комплекса и строительству объектов нефтяной и газовой промышленности. В 2007 г. Стройтрансгаз принял участие в 12 таких выставках, проводившихся в России и за рубежом.

Авторы - Authors КУРБАТОВ Николай Иванович, вице-президент ОАО «Стройтрансгаз» Nikolai Ivanovich KURBATOV, Vice President, OJSC Stroytransgaz ХОМЕНКО Владимир Иванович, начальник Научно-технического центра Департамента инженерно-технического обеспечения строительства ОАО «Стройтрансгаз», канд. техн. наук Vladimir Ivanovich KHOMENKO, Manager, Technical Research Center of the Stroytransgaz Construction Engineering Services Department, cand. tech. sci.

www.rogtecmagazine.com

НОВОСТИ

Malka oil: по оценке западных экспертов запасы составляют 91 миллионов баррелей

Malka oil: Western reserve study e stimates 91 million barrels

Извлекаемые запасы трех нефтяных месторождений компании Malka Oil на 30 апреля 2008 г. оцениваются независимыми западными экспертами в 91 млн. баррелей. Оценка выполнена только по данным существующих скважин компании Malka Oil и не противоречит ее собственным прогнозам, согласно которым извлекаемые запасы нефти и конденсата трех месторождений составляют 140-190 млн. баррелей. В настоящее время предусмотрено выполнение дополнительной оценки, на этот раз с учетом новых данных по добыче и сейсмических данных.

Malka Oil’s extractable reserves on the company’s three existing oil fields amounted to 91 million barrels as of April 30, 2008 according to an independent Western reserve study. The estimation is based upon Malka Oil’s existing boreholes and supports the company’s own estimation 140 - 190 million barrels of extractable oil and condensate on the three oil fields. A new study will be initiated that amongst others will include new production data and a new seismic report.

Шведская компания Malka Oil AB (публ.) является независимой нефтегазовой компанией, работающей в Томской области на территории Западной Сибири.

Новости разработки Линейного месторождения Компания PetroNeft Resources plc, владелец и оператор лицензионного участка № 61 в Томской области Российской Федерации, сообщает о подписании договора с ЗАО «Карос» на поставку труб для проектируемого трубопровода внешнего транспорта протяженностью 60 км с Линейного месторождения до коммерческого пункта сдачи «Башнефть–Лукпайская», расположенного к северозападу от лицензионного участка № 61. Общая стоимость подрядных работ составляет около 10 млн. дол. США без учета НДС. Поставки труб с российских трубопрокатных заводов Урала и Волгоградской области на строительные базы начнутся в конце октября 2008 г.

Компания «Паркер» заключает договор на разработку и монтаж буровой установки по проекту «Сахалин-1» Американская компания «Паркер Дриллинг» заключает новый договор на проектирование и монтаж буровой установки для морской платформы месторождения Аркутун-Даги на российском шельфе, разрабатываемом в рамках проекта «Сахалин-1». Компания «Паркер» обеспечит полный комплекс услуг по рабочему проектированию, изготовлению и монтажу буровой установки для буровой платформы

130 ROGTEC

Lineynoye oil field Development Project update PetroNeft Resources PLC, owner and operator of Licence 61, Tomsk Oblast, Russian Federation, is pleased to announce that it has signed an agreement with CJSC “Karos” to supply pipe for the planned, 60km export pipeline from the Lineynoye oil field to the Bashneft Lukpaiskaya custody transfer point, located to the northwest of Licence 61. The total value of the contract is approximately US $ 10 million, excluding VAT. The pipe will be sourced from Russian pipe mills in the Urals and Volgograd Regions and will be delivered to staging areas by the end of October 2008.

Parker secures Sakhalin-1 drilling deal US-based Parker Drilling has been awarded a new contract to design the drilling package for the Sakhalin-1 Arkutun-Dagi offshore platform.

Parker will carry out full engineering design, procurement, construction and installation of a complete drilling package for the Yastreb drilling rig. The package will include the derrick, pipe barn, substructure, well control system and mud system.

Parker will also carry out integration of the drilling systems with the main topsides design, provided by Sakneftegaz Engineering. The Arkutun-Dagi Field, offshore Sakhalin Island, is one of the three offshore fields to be developed by the Sakhalin-1 project.

Kamchatka knock-back for Rosneft Russian state-run oil producer Rosneft has failed to get an extension to an exploration licence covering the Kamchatka peninsula, in Russia’s far east. www.rogtecmagazine.com

NEWS «Ястреб». В комплект установки входит буровая вышка, трубохранилище, основание, устьевое оборудование и система подачи бурового раствора. Компания «Паркер» также обеспечит привязку бурового оборудования к конструкциям верхнего строения, разработанным компанией «Сахнефтегаз Инжиниринг». Месторождение Аркутун-Даги входит в числе трех месторождений сахалинского шельфа, разрабатываемых в рамках проекта «Сахалин-1».

Камчатская неудача «Роснефти» Государственная нефтяная компания ОАО «Роснефть» не смогла продлить срок действия лицензии на изучение недр Камчатского полуострова на Дальнем Востоке Российской Федерации. Доля участия ОАО «Роснефть» в проекте на Камчатском полуострове составляет 60%. Геологоразведочные работы на шельфе велись совместно с Корейской национальной нефтяной компанией (КННК). Нефтегазоносность шельфа на настоящий момент требует уточнения. По оценкам КННК запасы нефти Камчатского шельфа могут составлять до 10,3 млрд. баррелей, что делает их сопоставимыми с запасами, разрабатываемыми в рамках сахалинских проектов на шельфе о. Сахалин.

Газпромнефть рассматривает своп активов с ММГ Как заявил представитель руководства российской компании «Газпромнефть», она предложит Казахстану принять участие в одном из ее собственных проектов в обмен на 49% участия в крупнейшей нефтяной компании Казахстана «Мангыстаумунайгаз» (ММГ). Казахстанская государственная компания «Казмунайгаз» выкупает активы ММГ у индонезийской компании Central Asia Petroleum. Заместитель генерального директора ОАО «Газпромнефть» Борис Зильберминц сообщил агентству Reuters, что его компания намерена стать единственным партнером компании «Казмунайгаз» в ММГ, но не указал стоимость приобретаемой ОАО «Газпромнефть» доли участия.

В Москве пройдут переговоры по газовой хартии Представитель Министерства энергетики России подтвердил, что 17 ноября в Москве состоится совещание на уровне министров ведущих странэкспортеров газа для обсуждения перспектив принятия газовой хартии. www.rogtecmagazine.com

Rosneft has a 60% stake in the Kamchatka project, and was exploring the shelf with partner Korean National Oil Corp (KNOC). It has not yet been determined whether the shelf has oil and gas reserves.

KNOC has said there could be up to 10.3 billion barrels of oil in Kamchatka, meaning its reserves could rival the Sakhalin project on the oil and gas-rich Russian Pacific island by the same name.

Gazprom Neft weighs up MMG swap Russia’s Gazprom Neft will offer Kazakhstan a stake in one of its own projects in exchange for a 49% stake in Kazakh oil player MangistauMunaiGaz (MMG), a senior Gazprom Neft official said. Kazakh state-run producer KazMunaiGaz is buying MMG from Indonesia’s Central Asia Petroleum.

Gazprom Neft deputy chief executive Boris Zilbermints told Reuters his company wanted to become KazMunaiGaz’ sole partner in MMG. He did not say how much Gazprom Neft would pay for the stake.

Moscow to hosts gas charter talks The world’s top gas exporting nations will send ministers to a high-level forum in Moscow on 17 November to discuss the possible creation of a gas charter, a source in Russia’s Energy Ministry confirmed.

“The main issue of the forum is to steadily turn it into an organization,” the source told Reuters on condition of anonymity.

Russia, the world’s largest gas exporter, has hinted at its interest in the creation of an Opec-style gas group, working with Iran, Qatar, Venezuela, Nigeria, Algeria, Egypt, Indonesia and Libya, who will meet at the forum.

TNK-BP set for management changes BP and its partners in TNK-BP have agreed to change the management of their 50:50 Russian joint venture, Russian media reports claimed after top-level talks between the UK supermajor and its partners over the future of the company.

BP boss Tony Hayward met TNK-BP shareholder Mikhail Fridman recently in Prague, kicking off a round of intensive talks on the company’s future.

Fridman and Hayward were not necessarily involved personally in ongoing talks, sources on both sides told Reuters earlier. “Hayward and Fridman agreed to end the shareholders’ war. The main condition is a complete changeover of TNK-BP’s top management,” Vedomosti business daily reported, citing an unnamed source.

ROGTEC 131

НОВОСТИ Пожелавший остаться анонимным сотрудник Министерства сообщил агентству Reuters, что основным предметом обсуждения станет последовательная работа по созданию организации стран-экспортеров газа.

Under TNK-BP’s founding document, the 2003 shareholders’ agreement, BP has the right to nominate the chief executive and its partners, a consortium of Soviet-born billionaires, have the right to nominate the chairman of the board.

Россия, являющаяся крупнейшим в мире экспортером газа, указала на возможную заинтересованность в создании газовой организации по образцу ОПЕК в сотрудничестве с Катаром, Венесуэлой, Нигерией, Алжиром, Египтом, Индонезией и Ливией, представители которых примут участие в совещании.

Kashagan shuffle on the cards

Смена руководства компании ТНК-BP По сообщениям российских СМИ, переговоры по поводу будущего ТНК-BP между высшим руководством крупнейшей британской нефтяной компании BP и ее партнерами привели к договоренности между британскими и российскими участниками о замене руководства созданного ими на паритетных началах российского совместного предприятия. Руководитель компании BP Тони Хейвард встретился в Праге с Михаилом Фридманом, представляющим интересы российских совладельцев, положив начало напряженным переговорам о будущем компании. По полученным агентством Reuters от представителей обеих сторон сведениям, не все переговоры велись при личном участии Фридмана и Хейварда. Российское ежедневная деловая газета «Ведомости» сообщила со ссылкой на анонимный источник, что Хейвард и Фридман договорились о прекращении «войны акционеров», основным условием для которого стала полная замена высшего руководства ТНК-BP. Согласно соглашению акционеров 2003 г., входящему в число уставных документов ТНК-BP, компания BP имеет право назначить генерального директора, а консорциум российских партнеровмиллиардеров назначает председателя совета директоров.

Кашаган – снова перемены По сообщению государственной нефтяной компании Казахстана «Казмунайгаз», роль западных компаний, принимающих участие в разработке казахстанского месторождения-гиганта Кашаган, изменится после завершения начального этапа работ по проекту. В июне, после не успокаивавшихся целый год разногласий участников проекта разработки крупнейшего в мире месторождения, открытого за последние 30 лет, была достигнута договоренность между Казахстаном и возглавляемым группой «Эни» консорциумом «Аджип ККО» о переносе начала добычи

132 ROGTEC

Western companies developing the giant Kashagan oilfield in Kazakhstan will get new roles after the completion of the project’s initial development stage, Kazakh state-run producer KazMunaiGas announced.

In June, Kazakhstan and the Eni-led consortium AgipKCO agreed to hold off the start of production until 2013 after a year of tension over the world’s biggest oil discovery in 30 years. The amended deal is due to be finalised by 15 October.

“The project will be divided into various parts,” he said.

“Apart from the offshore part of it there will be shipping and refining divisions. The consortium unites Eni, Shell, ExxonMobil, Total, ConocoPhillips, KazMunaiGas and Inpex Holdings.

Caspian Oil & Gas abandons West Mailisu-1 Australian-listed Caspian Oil & Gas said it had plugged and abandoned the West Mailisu-1 appraisal well on Kyrgyzstan’s southern Fergana basin after finding only minor oil shows in poor-quality sediments.

Caspian said the well, which was drilled to establish the western extent of the Mailisu 2 oilfield, was unlikely to be commercial. The well was sunk to a depth of 1026 metres to test Bed 4 sediments about three kilometres of the original well on the field.

Russian government may build oil refinery The Russian government is considering the possibility of building an oil refinery that will not depend on major oil companies, Deputy Prime Minister Igor Sechin has said.

“We and development institutions are considering the possibility of building a good oil refinery to process oil produced by independent companies,” he said.

According to Sechin, the cost of building the oil refinery is about $ 8 bn.

“But we have not seen the estimates,” he added. He said a consortium might be created “with a possible participation of suppliers and the state” for the construction of the oil refinery that will make 12 mm tons of petrol products a year.

Gazprom to buy its Central Asian gas at double rates next year From next year, Gazprom will buy its gas from Central Asia at double today’s rates, following the trend of high www.rogtecmagazine.com

NEWS на 2013 г. Окончательные условия новой договоренности должны быть согласованы к 15 октября.

prices in Europe, CEO Alexei Miller said in a televised meeting with Prime Minister Vladimir Putin.

Было заявлено, что проект будет разделен на несколько частей, с подразделениями разработки шельфовых запасов, транспортировки и переработки продукции.

Miller also reiterated that he saw Gazprom’s average gas prices to Europe rising to $500 per 1,000 cm by the end of the year, a prediction he made in Azerbaijan earlier.

В состав консорциума входят компании «Эни», «Шелл», «ЭксонМобил», «КонокоФилипс», «Казмунайгаз» и «Инпекс Холдингс».

Rosneft to produce up to 213.15 mm bbl of Vankor oil in 2015

Компания Caspian Oil & Gas ликвидирует скважину «Зап. Майлису-1» Компания Caspian Oil & Gas, акции которой котируются на австралийской фондовой бирже, остановила и ликвидировала разведочную скважину «Зап. Майлису1» в Южно-Ферганском бассейне Кыргызстана после того как она вскрыла малоперспективные отложения с незначительными нефтепроявлениями. Представитель компании сообщил, что скважина, пробуренная с целью уточнения западной границы месторождения Майлису-2, вряд ли представит интерес для промышленной разработки. Скважина была пробурена до глубины 1026 м с целью опробования отложений горизонта №4 примерно в трех километрах к западу от первой пробуренной на месторождении скважины.

Российское правительство рассматривает возможность строительства собственного НПЗ Как сообщил вице-премьер Игорь Сечин, Российское правительство рассматривает возможность строительства НПЗ, деятельность которого не будет зависеть от крупных нефтяных компаний. По его словам, правительство и институты развития прорабатывают возможность создания НПЗ для переработки продукции независимых компаний. И. Сечин сообщил, что стоимость строительства НПЗ составит около 8 млрд. долл., уточнив, что эта оценка пока не подкреплена сметными расчетами. Он также указал на возможность создания консорциума с участием поставщиков нефти и государства для строительства НПЗ производительностью 12 млн. т бензина в год.

В следующем году «Газпром» будет платить за среднеазиатский газ вдвое больше В ходе транслировавшейся по телевидению беседы с премьер-министром В. Путиным, генеральный директор ОАО «Газпром» Алексей Миллер сообщил, что со следующего года закупочные цены на среднеазиатский газ для ОАО «Газпром» увеличатся вдвое с учетом тенденции повышения цен на газ в Европе. www.rogtecmagazine.com

Russia’s state-owned Rosneft will produce 11 mm barrels of oil at the eastern Siberian Vankor field in 2008 and up to 213 mm barrels in 2015, Deputy Prime Minister Igor Sechin announced.

The Vankor oil field was opened in 1988. A Rosneft subsidiary, Vankorneft, has been developing it under a 2003 license. Rosneft expects to begin production at the field in December 2008. Vankor oil will be pumped via a 550 km (341 mile) pipeline currently under construction.

The Vankor-Purpe pipeline will have a capacity of 20 mm tons and will be connected to the East Siberia-Pacific Ocean (ESPO) pipeline.

ION Agrees to Acquire ARAM Systems Ltd. ION Geophysical Corporation has announced today that it has signed a definitive agreement to acquire all of the outstanding shares of ARAM Systems Ltd., a Canadianbased provider of cable-based land seismic recording systems, and its affiliate company, Canadian Seismic Rentals, Inc. Of the gross purchase price of CDN $350 million, US $275 million will be paid in cash while the remainder will be paid in ION common stock.

The transaction is expected to be earnings neutral for the remainder of 2008 and accretive to ION’s consolidated pro-forma earnings in 2009.

RXT - Contract award in the Caspian Sea The seismic company Reservoir Exploration Technology (RXT) has been awarded a contract for acquisition of 3D ocean bottom seismic (OBC) data for CentrCaspneftegas LLP in the Caspian Sea. Under the contract, RXT will acquire seismic data over the Centralnoye field, in the central part of the Caspian Sea offshore Russia.

The survey is planned to start in October 2008 with “RXT3”, and the duration is estimated to be around 180 days, at rates consistent with RXT’s annualised projection. RXT3 has been in operation in the Caspian Sea since operations commenced in Q2 2007, and has previously acquired programs for AgipKCO on the Kashagan field in Kazakhstan and is currently acquiring a program for BP on the Shah Deniz field in Azerbaijan. This contract complements very well the Kashagan and Shah Deniz projects and further validates RXT’s strategy to keep a crew permanently in the Caspian region, CEO.

ROGTEC 133

НОВОСТИ Миллер также очередной раз указал, что, по его мнению, средние отпускные цены ОАО «Газпром» для европейских потребителей к концу года возрастут до 500 долл. за 1000 куб. м., о чем он упоминал ранее во время визита в Азербайджан.

Объемы добычи нефти ОАО «Роснефть» на Ванкорском месторождении в 2015 г. достигнут 213,15 млн. баррелей Согласно заявлению заместителя премьер-министра И. Сечина, российская государственная нефтяная компания ОАО «Роснефть» добудет на Ванкорском месторождении в Восточной Сибири 11 млн. баррелей нефти в 2008 г. и до 213 млн. баррелей в 2015 г. Ванкорское месторождение открыто в 1988 г. Дочернее предприятие ОАО «Роснефть» ЗАО «Ванкорнефть» разрабатывает его на основании лицензии, выданной в 2003 г. ОАО «Роснефть» планирует начать добычу на месторождении в 2008 г. Продукция Ванкорского месторождения будет транспортироваться по строящемуся в настоящее время нефтепроводу протяженностью 550 км (341 миля). Трубопровод «Ванкор-Пурпе» пропускной способностью 20 млн. т соединится с трубопроводом «Восточная Сибирь-Тихий Океан» (ВСТО).

Компания ION приобретает компанию ARAM Systems Ltd. Компания ION Geophysical Corporation сообщила сегодня о том, что она подписала окончательный договор о приобретении всех находящихся в обращении акций канадской компании ARAM Systems Ltd., поставляющей кабельные приборы для записи данных наземных сейсмических съемок, и ее родственной компании Canadian Seismic Rentals, Inc. Общая стоимость сделки составляет 350 млн. канадских долларов, причем часть оплаты в размере 275 млн. дол. США будет внесена в денежной форме, а остаток в форме передачи обыкновенных акций компании ION. Предполагается, что сделка не отразится на доходности акций компании за остаток 2008 г. и повысит доходность согласно консолидированной отчетности компании ION в 2009 г.

Компания RXT получила контракт на производство работ на акватории Каспийского моря Поставляющая услуги сейсмической съемки компания Reservoir Exploration Technology (RXT) получила контракт от ООО «ЦентрКаспнефтегаз» на проведение трехмерной морской донной сейсмической съемки на акватории Каспийского моря. Согласно заключенному договору RXT выполнит сейсмическую съемку на структуре «Центральная»

134 ROGTEC

PetroNeft Resources plc PetroNeft Resources plc owner and operator of Licence 61, Tomsk Oblast, Russian Federation, is pleased to announce that it has entered into an Area of Mutual Interest agreement (“AMI”) with Arawak Energy Limited (“Arawak”) to jointly pursue new opportunities in the West Siberian Oil and Gas basin.

Arawak, which is listed on the London and Toronto stock exchanges, is a multi-asset oil and gas production, development and exploration group which has been active in the FSU since 1998, and has operations in Kazakhstan, Russia and Azerbaijan.

The AMI is structured to enable the two companies to work together on potential opportunities in the Western Siberia Oil and Gas basin where PetroNeft has its main operations.Under this agreement PetroNeft will have right of first refusal to be the operator of any joint projects in this basin.

V&M Tubes opens opens office in Russia Vallourec & Mannesmann Tubes, a world market leader in the production of seamless pipes, opened its first entity in Russia.

The company called “Vallourec&Mannesmann RUS” located in Moscow will mainly support the sales activities in the Oil and Gas sector for which V&M can offer the full range of OCTG products like Tubing, Casing, Drill Pipes etc.

V&M will promote its famous VAM-connection and offer solutions for problematic applications in fields with severe conditions like low temperature, high H2S- or CO2 content. In addition V&M can offer field services and supply chain solutions.

“Due to the high demand for hydrocarbons on the world market, Russia will have to increase the efficiency in the production of oil and gas. This means that the Russian oil and gas companies will be forced to drill deeper, go to more remote (offshore) fields, and use the most efficient technologies for the exploration and production.

That’s why we see a good perspective and future for our high-sophisticated (state-of-the art) products”, says Christophe Huot, General Director of V&M RUS. “Hence the opening of our Russian company is the logical consequence and just the first step on our way to become the market leader for premium pipe products in Russia.”

SpecTec and Stratos in AmosMail agreement SpecTec and Stratos have reached an agreement for SpecTec to become the sole owner of AmosMail, the www.rogtecmagazine.com

NEWS в центральной части Каспийского моря в пределах российской зоны. Начало съемки с борта судна RXT3 намечено на октябрь 2008 г. Запланированная продолжительность работ по расценкам, соответствующим финансовым прогнозам компании RTX за год, составит около 180 суток. Судно RXT3 работает на акватории Каспийского моря со второго квартала 2007 г., ранее выполняло съемки на месторождении Кашаган (Казахстан) по заказу консорциума AgipKCO, а в настоящее время ведет съемки на месторождении Шах-Дениз (Азербайджан) по заказу компании BP.

powerful and successful satellite e-mail system which is used on thousands of ships and oil rigs worldwide.

With the agreement, SpecTec has the right to sell, use, develop and modify Amos Mail, and has the total ownership of the name and its trademark. Stratos retains all rights relevant to AmosConnect. SpecTec will look immediately at the existing features of AmosMail 7.4, the currently sold version, and compare it with the list of Enhancement Requests given by existing customers.

SpecTec’s intention is to release as soon as possible a new version containing the most important of these Enhancement Requests, and then to plan the growth of AmosMail in accordance with market needs and customer demands.

Как отметил генеральный директор компании RXT М. Скотт, работы по новому контракту станут хорошим дополнением к работам на месторождениях Кашаган и Шах-Дениз, а его заключение стало еще одним свидетельством обоснованности избранной компанией RXT стратегии, предусматривающей постоянное нахождение судна с экипажем на акватории Каспия.

Bentec wins largest ever contract award

Соглашение компании PetroNeft Resources plc о возможности совместной деятельности

The contract is for the fabrication and delivery of three of Bentec’s 320 ton stationary rigs and four of its HR 5000 Cluster Slider™ rigs to an (undisclosed) Russian company, with an option to order up to two more 32 ton stationary rigs at a later date.

Компания PetroNeft Resources plc, владелец и оператор лицензионного участка № 61 в Томской области Российской Федерации, сообщает о заключении соглашения с компанией Arawak Energy Limited соглашение о возможности совместной деятельности в Западносибирском нефтегазовом бассейне. Компания Arawak, акции которой торгуются на биржах Лондона и Торонто, владеет диверсифицированными нефтегазовыми активами и занимается разведкой и разработкой запасов нефти и газа. Компания работает в странах СНГ, включая Казахстан, Россию и Азербайджан, с 1998 г. Соглашение предусматривает возможность совместной деятельности компаний по разработке перспективных участков Западносибирского нефтегазового бассейна, на территории которого расположены основные объекты компании PetroNeft. Соглашение предоставляет компании PetroNeft преимущественное право быть оператором всех совместных проектов на территории бассейна.

Компания V&M Tubes открывает филиал в России Ведущий мировой производитель бесшовных труб, компания Vallourec & Mannesmann Tubes, открыла свое первое подразделение в России.

Bentec GmbH, western Europe’s leading drilling rig builder, has won its second multi-million dollar Russian contract in as many months. The US$177 million contract, which was won by competitive tender, is the largest contract award in Bentec’s history.

Norbert Gebbeken, Bentec Managing Director, Commercial said: “Together with the contract signed a few weeks ago for the delivery of four of our 250 ton HR 4500 Cluster Slider™ rigs, this latest significant contract award brings our recent order intake to over US$450 million.

Arend Loedden, Bentec Managing Director, Technical, added: “Bentec’s proven oilfield technology, combined with an intensive marketing campaign in Russia, were key to our success in winning this contract. “This latest contract award further reinforces Bentec’s reputation as Europe’s leading rig designer and builder and is another milestone in our drive to enhance our position in the Russian market.”

Delivery of the rigs is scheduled for 2010, after which all seven rigs will begin operations for Gazprom in Russia. Bentec’s 320 ton stationary and HR 5000 Cluster Slider™ are GOST certified for operation in harsh Russian environments. This is the latest project to utilise Bentec’s new fabrication facility in Tyumen, Siberia, where operations are scheduled to commence in the coming weeks, with an official opening in the fourth quarter of this year.

Находящееся в Москве предприятие Vallourec&Mannesmann RUS главным образом будет обеспечивать сопровождение поставок для www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 135

НОВОСТИ нефтегазового сектора, предприятиям которого компания V&M предлагает полный ассортимент трубной продукции, включая НКТ, обсадные и бурильные трубы и т. д. Компания V&M намерена продвигать на рынке свой фирменный трубный замок VAM-connection и изделия для сложных условий эксплуатации, характеризующихся низкими температурами и высоким содержанием H2S или CO2. Кроме того, компания V&M предлагает сервисные услуги и услуги по организации МТО. Как заявил Генеральный директор отделения V&M RUS Кристоф Юо, в свете высокого спроса на углеводородное сырье, России потребуется повысить эффективность добычи нефти и газа. Это означает, что российским компаниям придется увеличивать глубину бурения скважин, работать на более удаленных (морских) месторождениях и использовать наиболее эффективные технологии геологоразведочных работ и добычи. В связи с этим он высоко оценил перспективы внедрения передовых технологий и изделий марки V&M. Таким образом, открытие представительства в России является логическим следствием из сложившейся ситуации и первым шагом на пути к становлению компании V&M как ведущего поставщика высококачественной трубной продукции на российском рынке.

Соглашение компаний SpecTec и Stratos о правах на программу AmosMail Компании SpecTec и Stratos заключили соглашение, по которому компания SpecTec становится исключительным владельцем AmosMail - многофункционального и популярного программного пакета спутниковой электронной почты, установленного на тысячах судов и буровых установок в разных уголках мира. По подписании соглашения компания SpecTec имеет право продавать, использовать, совершенствовать и модернизировать пакет AmosMail, а также получила в полную собственность его название и товарный знак. За компанией Stratos сохраняются права, относящиеся к пакету AmosConnect. Компания SpecTec намерена оперативно рассмотреть функциональные возможности распространяемой в настоящее время версии AmosMail 7.4 и сопоставить ее с пожеланиями пользователей программы относительно ее усовершенствования. Компания SpecTec планирует в кратчайшие сроки выпустить новую версию, модернизированную в соответствии с важнейшими пожеланиями пользователей, и выработать план дальнейшего совершенствования пакета AmosMail с учетом требований рынка и нужд заказчиков. Дополнительные сведения можно получить у г-на Джампьеро Сончини, исполнительного директора компании SpecTec, и у г-на Пола Аштона, директора по инвестициям.

136 ROGTEC

Компания Bentec получает крупнейший в ее истории заказ Ведущий западноевропейский производитель буровых установок компания Bentec заключила второй за последние два месяца многомиллионный договор с российским заказчиком. Заключенный по итогам конкурса договор стоимостью 177 млн. долларов США стал крупнейшим в истории компании Bentec. Предметом договора является изготовление и поставка трех стационарных буровых установок марки Bentec грузоподъемностью 320 т и четырех установок кустового бурения модели HR 5000 Cluster Slider™ одной из российских компаний с возможностью дополнительного заказа еще двух стационарных буровых установок грузоподъемностью 32 т в будущем. Управляющий директор компании Bentec г-н Норберт Гебеккен сообщил, что стоимость полученных компанией заказов с учетом последнего договора в совокупности с подписанным на несколько недель раньше договором на поставку двух установок кустового бурения грузоподъемностью 250 т модели HR 4500 Cluster Slider™ составит более 450 млн. долларов США. Технический директор компании Bentec Аренд Ледден добавил, что прошедшее испытание временем нефтедобывающее оборудование марки Bentec и интенсивный маркетинг в России стали ключом к успешному заключению договора, который еще раз подтвердил ведущую роль компании Bentec среди европейских проектировщиков и производителей буровых установок и ознаменовал очередной этап в укреплении позиций компании на российском рынке. Поставка буровых установок для ввода в действие на объектах ОАО «Газпром» запланирована на 2010 г. Стационарные буровые установки марки Bentec грузоподъемностью 320 т и установка кустового бурения модели HR 5000 Cluster Slider™ сертифицированы в системе ГОСТ для эксплуатации в суровых условиях российских месторождений. Буровые установки будут изготовлены на новом предприятии компании Bentec в Тюмени, пуск которого намечен в течение ближайших недель, а официальное открытие – в четвертом квартале этого года.

www.rogtecmagazine.com

Are you receiving your FREE copy? Вы еще не подписались на бесплатную рассылку номеров журнала ROGTEC? To receive a regular copy of ROGTEC, simply fill in and fax back the completed form to +34 952 904 230 Для регулярного получения номеров ROGTEC по бесплатной рассылке, пожалуйста, заполните следующую форму и отправьте ее по факсу +34 952 904 230 Name / ФИО: Company / Компания: Position / Должность: Address / Адрес:

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: Already receiving your copy? Pass this onto a colleague so they can receive their free subscription! Уже получаете бесплатные номера ROGTEC? Предложите своим коллегам заполнить подписную форму для бесплатной подписки на наш журнал.

ROGTEC14

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index p.53

p.17

advanticagroup.com

hexion.com

rxt.com

p.43

p.71

p.5

akersolutions.com

honeywell.com

siemens.com

p.83

p.117

p.21

anson.co.uk

rogtecmagazine.com

seismicmicro.com

p.12

p.19

p.77

apl.no

iongeo.com

solarturbines.com

p.100

p.113, 121 & 129

p.103

bakerbotts.com

ite-exhibitions.com

spectec.net

p.9

p.4

p.119

bwtnet.com

jetlube.com

spse.fr

p.49

p.obc & 91

p.81

capitolsafety.com

kappaeng.com

sulzer.com

p.85

p.13

p.39 & 109

cws.az

netzsch.com

swellfix.net

p.11 & 67

p.51

p.111

cat.com

newcowellservice.com

tecpesa.com

p.93

p.69

p.41

datamediasystems.net

outokumpu.com

vamdrilling.com

p.59

p.ibc

dowoilandgas.com

ppg.net

wellcontrol.com

p.47

p.27

p.45 & 75

dsi-pbl.com

redwingshoe.com

welltec.com

p.63

p.57

p.25

emporiumltd.net

reedhycalog.com

westerngeco.com

p.7 & 28

p.127

fugro.com

russianoilgas.ru

p.65

p.31

ge.com

rpsgroup.com

138 ROGTEC

TROL S ON

OOL CH

DRILLING SYSTEMS INTERNATIONAL

WELL C

p.35

p.95

www.rogtecmagazine.com